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Bilancio consolidato 2012

3

Relazione sulla gestione

La struttura Enel Green Power | 7

Organi sociali | 8

Lettera agli azionisti e agli altri stakeholder | 10

Sintesi dei risultati | 12

Fatti di rilievo del 2012 | 17

Il contributo dell’energia rinnovabile alla sostenibilità | 24

Scenario di riferimento | 28

> Enel Green Power e i mercati finanziari | 28

Il contesto economico energetico nel 2012 | 30

> Andamento economico | 30

> Andamento dei principali indicatori di mercato | 31

> Le quotazioni internazionali delle commodity | 32

I mercati dell’energia elettrica | 33

Sintesi della gestione e andamento economico

e finanziario del Gruppo | 52

Risultati economici e patrimoniali per area di attività | 62

> Italia ed Europa | 64

> Iberia e America Latina | 66

> Nord America | 68

> Retail | 69

Principali rischi e incertezze | 71

Prevedibile evoluzione della gestione | 73

Innovazione | 74

Risorse umane e organizzazione | 77

Disciplina delle società controllate estere extra UE | 83

Disciplina delle società controllate sottoposte all’attività

di direzione e coordinamento di altra società | 84

Informativa sulle parti correlate | 85

Prospetto di raccordo tra patrimonio netto e risultato di Enel

Green Power SpA e i corrispondenti dati consolidati | 87

Bilancio consolidato

Prospetti contabili consolidati | 90

Conto economico consolidato | 90

Prospetto dell’utile consolidato complessivo

rilevato nell’esercizio | 91

Stato patrimoniale consolidato | 92

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

consolidato | 93

Rendiconto finanziario consolidato | 94

Note di commento | 95

Corporate governance

Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari | 162

Attestazione dell’Amministratore Delegato

e del Dirigente preposto alla redazione

dei documenti contabili societari

Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente

preposto alla redazione dei documenti contabili societari | 204

Allegati

Imprese e partecipazioni rilevanti

del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2012 | 208

Relazioni

Relazione della Società di revisione | 226

Indice

7

CorporateEnel Green Power

La struttura Enel Green Power

Italia ed Europa

Enel Green Power Portoscuso

Enel Green Power Calabria

Enel Green Power Strambino Solar

Energia Eolica

Enel Green Power Puglia

Maicor Wind

3SUN (1)

Enel Green Power & SharpSolar Energy (1)

Taranto Solar

Enel Green Power Romania

Enel Green Power Bulgaria

Enel Green Power Hellas

Enel Green Power France

Iberia e America

Latina

Enel Green Power España

Enel Brasil Participações

Energía Alerce

Enel de Costa Rica

Enel Guatemala

Impulsora Nacional de Electricidad

Enel Panama

Grupo EGI

Enel Green Power Colombia

Enel Green Power Perú

Nord America

Enel Green Power North America

New Countries

Enel Green Power South Africa

Enel Green Power Jeotermal Enerji Yatirimlari Aş

Retail

Enel.si

(1) Joint venture.

8 Relazione sulla gestioneEnel Green Power Bilancio consolidato 2012

Presidente

Luigi Ferraris

Presidente

Franco Fontana

Reconta

Ernst & Young SpA

Consiglio di Amministrazione

Collegio Sindacale

Società di revisione

Amministratore

Delegato

Francesco Starace

Sindaci effettivi

Giuseppe Ascoli

Leonardo Perrone

Consiglieri

Luca Anderlini

Carlo Angelici

Andrea Brentan

Giovanni Battista Lombardo

Giovanni Pietro Malagnino

Daniele Umberto Santosuosso

Carlo Tamburi

Luciana Tarozzi

Sindaci supplenti

Giulio Monti

Pierpaolo Singer

Organi sociali

9

Assetto dei poteri


Il Consiglio è investito dei più ampi poteri per l’amministrazione ordinaria e

straordinaria della Società e, in particolare, ha competenza esclusiva per la

definizione degli indirizzi strategici, organizzativi e di controllo interno della

Società e del Gruppo Enel Green Power.

Presidente del Consiglio di Amministrazione

Il Presidente ha per statuto e per legge i poteri per quanto concerne il funzio-

namento degli organi amministrativi (Assemblea e Consiglio di Amministra-

zione), nonché la legale rappresentanza della Società e la firma sociale. Inoltre,

in base alla deliberazione consiliare del 5 ottobre 2010 (quale modificata in

data 19 dicembre 2012), il Presidente verifica l’attuazione delle deliberazioni

del Consiglio di Amministrazione.

Amministratore Delegato

L’Amministratore Delegato ha per statuto la legale rappresentanza della Socie-

tà e la firma sociale e, in base alla deliberazione consiliare del 5 ottobre 2010

(quale modificata in data 19 dicembre 2012), ha tutti i poteri per l’amministra-

zione della Società, a eccezione di quelli diversamente attribuiti dalla legge,

dallo statuto o dalle deliberazioni del Consiglio di Amministrazione.


I primi dati aggregati 2012 a livello globale per il settore delle energie rinnovabili continuano a evidenziare un livello di

investimenti molto elevato: circa 270 miliardi di dollari (1). Si stima che la capacità rinnovabile installata nel mondo nel

2012 abbia registrato una crescita di circa 110 GW, +8% rispetto al 2011. A questa crescita hanno contribuito durante

il 2012 in particolare la tecnologia eolica e fotovoltaica. Nel settore eolico sono stati installati oltre 44 GW di capacità

addizionale, di cui 16 GW in Asia, 14 GW in Nord America, 12 GW in Europa e 2 GW nel resto del mondo. La capacità

installata eolica totale ha ora superato i 280 GW (2). Anche Il fotovoltaico ha raggiunto nel corso del 2012 un nuovo re-

cord globale di installazioni, con oltre 30 GW di capacità addizionale, di cui 17 GW in Europa, 10 GW in Asia e 3 GW in

Nord America. La capacità installata cumulata di fotovoltaico avrebbe raggiunto così nel 2012 la cifra di circa 100 GW,

+45% rispetto al 2011 (3).

La crescita della produzione di energia da fonte rinnovabile, che prosegue ormai da oltre un decennio su scala globale,

costituisce quindi una delle più interessanti forze dietro il cambiamento degli scenari economici, tecnologici e geo-

strategici. In questo contesto Enel Green Power ha portato avanti nel 2012 la strategia annunciata: consolidamento

nei mercati europei di riferimento e avvio di una ulteriore diversificazione geografica verso mercati caratterizzati da

un’ideale combinazione di disponibilità di risorse naturali e forte bisogno di sviluppo di fonti di produzione di energia

elettrica, anche in ragione degli elevati tassi di crescita attesi a livello demografico.

Anche nel 2012, il tasso di crescita di Enel Green Power è stato elevato. Abbiamo, infatti, aggiunto oltre 900 MW alla

capacità installata complessiva, che ha così raggiunto un totale di 8 GW (+13% rispetto al 2011) nei 16 Paesi in cui la

società quotata del Gruppo Enel attualmente opera. La capacità installata netta di Enel Green Power alla fine del 2012

è rappresentata per 4,3 GW (54%) da eolico, 2,6 GW (33%) da idroelettrico, 0,8 GW (10%) da geotermia, 0,2 GW (2%)

da solare e 0,1 GW (1%) da altre tecnologie rinnovabili (biomassa e cogenerazione).

A conferma del notevole incremento della capacità installata, il 16 gennaio 2013 la produzione netta giornaliera di Enel

Green Power ha potuto superare per la prima volta i 100 GWh, con un picco di 103 GWh, un risultato che ha un forte

valore simbolico e rappresentativo delle dimensioni che la Società ha potuto raggiungere in questi tre anni grazie al

contributo di tutte le sue componenti.

La produzione totale netta nel 2012 è stata pari a 25,1 TWh, di cui 9,8 TWh (39%) idroelettrica, 9,0 TWh (36%) eolica,

5,5 TWh (22%) geotermica, 0,2 TWh (1%) solare e 0,5 TWh (2%) rappresentata da altre tecnologie rinnovabili (biomas-

sa e cogenerazione). Allo sviluppo della capacità e delle vendite di elettricità è corrisposto un aumento dell’8% dei ricavi

totali: 2,7 miliardi di euro rispetto ai 2,5 miliardi del 2011. Il margine operativo lordo (EBITDA) del 2012 si è attestato a

1,7 miliardi di euro, in crescita del 6,3% rispetto all’anno precedente.

Lo sviluppo è dunque proseguito secondo le direttrici strategiche che Enel Green Power ha adottato sin dalla quotazio-

ne del 2010: marcata diversificazione tecnologica e geografica, selezione dei progetti industriali più solidi e remunerati-

vi, minimizzazione del rischio Paese. Nella matrice di crescita di Enel Green Power aumenta il peso specifico dei mercati

emergenti, in particolare Messico, Brasile, Cile e Guatemala, caratterizzati dalla presenza di elevate risorse naturali e da

(1) Fonte: Bloomberg Energy Finance.(2) Fonte: GEWC, EWEA.(3) Fonte EPIA.

Lettera agli azionisti e agli altri stakeholder

11

un sensibile progresso economico e demografico. Si segnala, inoltre, la crescita negli Stati Uniti e in Canada, grazie a una

buona “resilienza” economica e favorevoli condizioni di mercato.

Per quanto riguarda l’Europa, i risultati conseguiti nel 2012 confermano il rafforzamento della presenza di Enel Green

Power in Paesi come la Romania, dove in soli due anni la capacità installata del Gruppo ha raggiunto circa 500 MW, e nei

mercati storici quali Italia e Spagna, dove si è sostanzialmente completato un ciclo di sviluppo e dove la Società punta

sempre più sull’efficienza operativa come fattore distintivo della strategia del Gruppo.

Solo per sostanziare questi indirizzi strategici citiamo sinteticamente alcuni fatti salienti del 2012: a fine giugno e a di-

cembre sono entrati in funzione i primi due campi eolici in Messico, nello Stato di Oaxaca, per una capacità complessiva

di 144 MW, mentre a novembre Enel Green Power si è aggiudicata in una gara pubblica 102 MW eolici da sviluppare

nello stesso Stato di Oaxaca; in Brasile sono stati avviati i lavori per la costruzione di tre impianti eolici nello Stato di Bahia

per un totale di 90 MW, così come in Cile è stato avviato il cantiere per lo sviluppo di un campo eolico da 90 MW in loca-

lità Valle de Los Vientos, nella regione di Antofagasta; in Guatemala è entrata in esercizio la nuova centrale idroelettrica

ad acqua fluente (cioè senza diga e senza bacino) di Palo Viejo nel Dipartimento di Quiché, con una capacità complessi-

va di 87 MW; alla fine del primo semestre, negli Stati Uniti è entrato in esercizio l’impianto eolico di Rocky Ridge, situato

nelle contee di Kiowa e Washita nello Stato dell’Oklahoma, per 150 MW di capacità. Nel frattempo un cantiere per la

realizzazione di un nuovo impianto geotermico da 25 MW è stato avviato nello Utah meridionale; in Canada, provincia

dell’Alberta, è stato connesso alla rete l’impianto a energia eolica di Castle Rocky Ridge da 76 MW; in Romania, tra la

fine di agosto e dicembre sono entrati in funzione impianti eolici per circa 230 MW nelle regioni di Banat e Dobrogea.

In Italia, Spagna e Grecia sono entrati in funzione nuovi impianti fotovoltaici (per circa 60 MW di nuova capacità) ed

eolici (oltre 170 MW), mentre è proseguita la valorizzazione dello storico parco geotermico toscano con il completo

rifacimento della centrale Rancia 2 in provincia di Siena.

Un combinato di azioni che non prescindono mai da una visione e da un’analisi di come le nostre attività industriali e fi-

nanziarie interagiscano con gli interessi delle comunità e di tutti gli altri stakeholder rilevanti. L’elettrificazione di remote

zone rurali in America Latina, grazie all’avvio nel 2012 di un progetto che prevede una formazione tecnica della durata

di sei mesi per donne – spesso illetterate – dei villaggi interessati, iniziativa avviata con la ONG indiana Barefoot College,

rappresenta un esempio concreto di tale approccio.

Attenzione alla sostenibilità in tutte le sue forme, innovazione, ricerca dell’eccellenza tecnica e operativa – assieme a

una pipeline progettuale robusta e di qualità – ci consentono dunque di guardare con fiducia agli impegni e alle sfide

dei prossimi anni.

L’Amministratore Delegato

Francesco Starace


Sintesi dei risultati

Dati operativi Capacità installata netta (MW) Produzione di energia (TWh)

2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011

Idroelettrica 2.635 2.540 95 9,8 10,1 (0,3)

Geotermica 769 769 - 5,5 5,6 (0,1)

Eolica 4.315 3.541 774 9,0 6,2 2,8

Solare 161 101 60 0,2 - 0,2

Cogenerazione 77 84 (7) 0,3 0,3 -

Biomassa 44 44 - 0,3 0,3 -

Totale 8.001 7.079 922 25,1 22,5 2,6

Al 31 dicembre 2012 il Gruppo ha raggiunto gli 8 GW di

capacità installata netta, con un incremento di 922 MW (1).

Alla stessa data la capacità installata netta è pari a 3.998

MW (+11,6% rispetto al 31 dicembre 2011) nell’area Ita-

lia ed Europa, a 2.764 MW (+11,2% rispetto al 31 dicem-

bre 2011) nell’area Iberia e America Latina e a 1.239 MW

(+22,7% rispetto al 31 dicembre 2011) nell’area Nord

America.

La crescita registrata nell’area Italia ed Europa, pari a 415

MW, è determinata principalmente dall’entrata in eserci-

zio di impianti eolici per 349 MW, in particolare in Roma-

nia (229 MW), Italia (93 MW), Grecia (27 MW), nonché di

impianti fotovoltaici in Italia (32 MW) e Grecia (26 MW).

La crescita registrata nell’area Iberia e America Latina, pari

a 278 MW (2), deriva sostanzialmente dall’entrata in eserci-

zio di impianti eolici in Messico (144 MW) e nella penisola

iberica (54 MW) e di un impianto idroelettrico in Guate-

(1) Tenuto conto di decommissioning pianificato per 8 MW.(2) Tenuto conto di decommissioning pianificato per 8 MW.

13

mala (87 MW). La crescita registrata nell’area Nord Ameri-

ca si riferisce all’entrata in esercizio di impianti eolici (227

MW) e solari (2 MW).

La produzione di energia elettrica del Gruppo nel 2012 ha

superato i 25 TWh, attestandosi a 25,1 TWh, in crescita di

2,6 TWh (+11,6%) rispetto all’esercizio precedente.

In particolare, la crescita della produzione eolica (+2,8

TWh) riflette la maggiore capacità installata, mentre la ri-

duzione della produzione idroelettrica (-0,3 TWh) riflette

la minore idraulicità registrata nel 2012 principalmente in

Italia.

La produzione di energia elettrica è stata pari a 13,1 TWh

nell’area Italia ed Europa (+4,0% rispetto al 2011), a 8,1 TWh

nell’area Iberia e America Latina (+15,7% rispetto al 2011) e

a 3,9 TWh nell’area Nord America (+34,5% rispetto al 2011).

Il load factor medio (ossia il rapporto tra la produzione an-

nua netta e la produzione teorica ottenibile in un anno –

per un totale di 8.760 ore – rapportata ai MW nominali) è

pari al 38,2% (39,9% al 31 dicembre 2011). La riduzione del

load factor medio rispetto al 2011 deriva principalmente

dalla minore idraulicità registrata in Italia nel corso dei primi

mesi del 2012 e dalla maggiore capacità eolica installata.

Dati economiciMilioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi totali,incluso effetto gestione rischio commodity 2.688 2.527 161

Margine operativo lordo 1.678 1.583 95

Utile operativo 972 913 59

Utile dell’esercizio del Gruppo e di terzi 491 514 (23)

Utile dell’esercizio del Gruppo 413 408 5

I dati economici dei due esercizi a confronto includono

gli effetti positivi di operazioni significative realizzate nel

corso del primo semestre 2011, per complessivi 181 mi-

lioni di euro, relativi alla suddivisione degli asset facenti

capo a EUFER, al riconoscimento di un indennizzo per la

definizione del contenzioso Star Lake in Nord America e

alla rimisurazione al fair value delle attività e delle passi-

vità di talune società in Iberia, per le quali, a seguito di

operazioni effettuate nel periodo, si sono modificati i re-

quisiti relativi al controllo. Inoltre, includono gli effetti ne-

gativi relativi agli adeguamenti di valore, pari a 88 milioni

di euro, principalmente ascrivibili alla cash generating unit

Grecia (70 milioni di euro).

Per completezza di informativa, si riporta di seguito il

raffronto dei principali dati economici consolidati al 31

dicembre 2012 con i risultati del corrispondente periodo

dell’esercizio precedente al netto di tali proventi e degli

adeguamenti di valore del 2011.

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 2.688 2.346 342

Margine operativo lordo 1.678 1.402 276


Utile dell’esercizio del Gruppo e di terzi 491 454 37

Utile dell’esercizio del Gruppo 413 395 18

I ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity

del Gruppo, pari a 2.688 milioni di euro, evidenziano un

incremento di 161 milioni di euro rispetto al 2011 (+6,4%)

come combinazione di un aumento di 317 milioni di euro

dei ricavi per vendita di energia elettrica (pari a 2.300 mi-

lioni di euro nel 2012) e di una riduzione di 156 milioni di

euro degli altri ricavi (pari a 388 milioni di euro nel 2012).

L’incremento dei ricavi per vendita di energia elettrica,

comprensivi degli incentivi, deriva principalmente dalla

crescita della produzione in Italia ed Europa (134 milioni

di euro), in Iberia e America Latina (100 milioni di euro) e

in Nord America (83 milioni di euro).

Gli altri ricavi, pari a 388 milioni di euro (544 milioni di

euro nel 2011), si riferiscono ai ricavi derivanti dall’attività

retail di Enel.si per 215 milioni di euro (248 milioni di euro

nel 2011), dall’avvio della vendita dei pannelli fotovoltaici


prodotti da 3SUN per 33 milioni di euro (1 milione di euro

nel 2011) e dalla risoluzione degli accordi previsti con i

partner della società Trade Wind Energy, che ha determi-

nato la cancellazione dei debiti per success fee connessi

ai progetti realizzati e la rimisurazione al fair value del va-

lore di attività e passività della stessa, per la quale si sono

modificati i requisiti relativi al controllo, per complessivi 52

milioni di euro, nonché ad altri ricavi diversi per 88 milioni

di euro (114 milioni di euro nel 2011).

Gli altri ricavi del 2011 comprendevano, inoltre, le citate

operazioni significative in Nord America e Iberia per com-

plessivi 181 milioni di euro.

Al netto dei citati proventi rilevati nel 2011, i ricavi totali,

incluso effetto gestione rischio commodity evidenziano

un incremento di 342 milioni di euro (+14,6%).

Il margine operativo lordo, pari a 1.678 milioni di euro, pre-

senta un aumento di 95 milioni di euro (+6,0%) rispetto

al 2011.

L’area Italia ed Europa ha registrato un margine opera-

tivo lordo pari a 971 milioni di euro, in aumento di 102

milioni di euro rispetto al 2011 (pari a 869 milioni di euro),

principalmente per l’incremento della capacità installata

(415 MW), effetto parzialmente compensato dalla minore

idraulicità registrata in Italia nel primo trimestre 2012.

L’area Iberia e America Latina ha registrato un margine

operativo lordo pari a 497 milioni di euro, in riduzione di

76 milioni di euro rispetto al 2011 (pari a 573 milioni di

euro). Al netto degli effetti non ricorrenti contabilizzati nel

2011 (pari a 165 milioni di euro), il margine operativo lor-

do evidenzia un incremento di 89 milioni di euro (+21,8%),

principalmente per effetto dell’incremento della capacità

installata (286 MW).

L’area Nord America ha registrato un margine operativo

lordo pari a 197 milioni di euro, in aumento di 90 milioni

di euro rispetto al 2011 (pari a 107 milioni di euro). Al

netto degli effetti non ricorrenti contabilizzati nel 2011

(pari a 16 milioni di euro), il margine operativo lordo evi-

denzia un incremento di 106 milioni di euro (+116,5%)

principalmente per effetto dell’incremento della capaci-

tà installata (229 MW) e degli altri ricavi precedentemen-

te citati.

L’attività Retail ha registrato un margine operativo lordo

pari a 13 milioni di euro, in riduzione di 21 milioni di euro

rispetto al 2011 (pari a 34 milioni di euro) che beneficiava

della vendita di TEE connessi a progetti di efficienza ener-

getica realizzati in esercizi precedenti.

Al netto dei citati proventi rilevati nel 2011, il margine

operativo lordo evidenzia un incremento di 276 milioni di

euro (+19,7%).

L’utile operativo è pari a 972 milioni di euro, in aumento di

59 milioni di euro (+6,5%) rispetto ai 913 milioni di euro

dell’esercizio precedente.

La variazione dell’utile operativo riflette l’aumento del

margine operativo lordo, effetto solo parzialmente com-

pensato dall’incremento degli ammortamenti e perdite di

valore (pari a 36 milioni di euro). In particolare, i maggiori

ammortamenti derivanti dall’incremento della capacità

installata netta e dal completamento nel secondo seme-

stre 2011 delle allocazioni di prezzo sulle operazioni di

acquisizione in Iberia sono stati parzialmente compensati

dagli effetti della rivisitazione della stima della vita utile

degli impianti eolici in 25 anni, in linea con la prassi del

settore. Tale operazione ha generato un impatto positivo

nel 2012 pari a 44 milioni di euro.

Al netto dei citati proventi rilevati nel 2011, l’utile operati-

vo si incrementa di 152 milioni di euro (+18,5%).

L’utile dell’esercizio del Gruppo del 2012 è pari a 413 milio-

ni di euro, con un incremento di 5 milioni di euro (+1,2%)

rispetto ai 408 milioni di euro del 2011.

Al netto degli effetti sull’utile dei citati proventi rilevati

nel 2011 (pari a 13 milioni di euro), l’utile dell’esercizio

del Gruppo evidenzia un incremento di 18 milioni di euro

(+4,6%) rispetto al 2011 (pari a 395 milioni di euro).

15

Dati patrimoniali e finanziariMilioni di euro

2012 2011 2012-2011

Capitale investito netto (1) 12.586 11.813 773

Indebitamento finanziario netto 4.614 4.075 539

Patrimonio netto (incluse quote di terzi) 7.972 7.738 234

Flusso di cassa da attività operativa 1.059 1.258 (199)

Investimenti (al lordo dei contributi) 1.257 1.557 (300)

(1) Le “Attività nette possedute per la vendita” sono pari a 4 milioni di euro al 31 dicembre 2011 (non presenti al 31 dicembre 2012).

La situazione patrimoniale consolidata al 31 dicembre

2012 evidenzia un capitale investito netto di 12.586 mi-

lioni di euro (11.813 milioni di euro al 31 dicembre 2011,

inclusivo delle attività nette possedute per la vendita pari

a 4 milioni di euro). Esso è coperto dal patrimonio netto di

Gruppo e di terzi per 7.972 milioni di euro (7.738 milioni

di euro al 31 dicembre 2011) e dall’indebitamento finan-

ziario netto per 4.614 milioni di euro (4.075 milioni di euro

al 31 dicembre 2011). Al 31 dicembre 2012 l’incidenza

dell’indebitamento finanziario netto sul patrimonio netto

complessivo, il cosiddetto rapporto debt to equity, si atte-

sta a 0,58 (0,53 al 31 dicembre 2011).

L’incremento dell’indebitamento finanziario netto, pari

a 539 milioni di euro, si riferisce principalmente ai nuovi

finanziamenti bancari e da altri finanziatori a lungo ter-

mine.

Gli investimenti del 2012 sono pari a 1.257 milioni di euro,

in diminuzione di 300 milioni di euro rispetto al 2011. Ol-

tre agli investimenti operativi sono stati effettuati investi-

menti di natura finanziaria principalmente per l’acquisto

della società Stipa Nayaa (pari a 120 milioni di euro) in

Messico, per il pagamento di success fee per la realizzazio-

ne di progetti solari in Italia e in Grecia (pari a 29 milioni

di euro) e per l’acquisto di un’ulteriore quota di parteci-

pazione in alcune società titolari di un progetto eolico in

Grecia che ha comportato un effetto finanziario positivo

di 22 milioni di euro (inclusivo di contributi incassati pari a

32 milioni di euro).

Dati economici e patrimoniali per area di attivitàNella seguente tabella sono rappresentati i valori economici del 2012 e del 2011 suddivisi per area di attività.

Milioni di euro 2012 2011

Ricavi (1)

Margine operativo

lordoUtile

operativo Ricavi (1)

Margine operativo

lordoUtile

operativo

Italia ed Europa 1.433 971 581 1.250 869 445

Iberia e America Latina 797 497 272 881 573 376

Nord America 300 197 116 183 107 55

Retail 215 13 3 327 34 37

Elisioni e rettifiche (57) - - (114) - -

Totale 2.688 1.678 972 2.527 1.583 913

(1) Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity.


Di seguito i valori patrimoniali suddivisi per area di attività.

Milioni di euro al 31.12.2012 al 31.12.2011

Attività

operative (1)

Passività operative Investimenti

Attività operative (1)

Passività operative Investimenti

Italia ed Europa 7.433 984 773 6.915 868 970

Iberia e America Latina 4.342 650 339 4.028 402 280

Nord America 1.483 106 145 1.403 149 307

Retail 77 78 - 114 104 -

Elisioni e rettifiche (136) (133) - (67) (62) -

Totale 13.199 1.685 1.257 12.393 1.461 1.557

(1) Le attività operative riferite al perimetro riclassificato come “posseduto per la vendita” sono pari a 0 milioni di euro al 31 dicembre 2012 e a 4 milioni di euro al 31 dicembre 2011.

Di seguito il dettaglio per area di attività della consistenza del personale.

Dipendenti (n.)

al 31.12.2012 al 31.12.2011

Italia ed Europa 2.130 1.983

Iberia e America Latina 921 833

Nord America 358 320

Retail 103 94

Totale 3.512 3.230

I dipendenti del Gruppo al 31 dicembre 2012 sono 3.512

(3.230 al 31 dicembre 2011), in crescita di 282 unità.

17

Fatti di rilievo del 2012

gennaio

Concessione per la costruzione di un parco eolico da 99 MW in Cile

5 gennaio 2012 - Il Gruppo si è aggiudicato una conces-

sione di circa 2.600 ettari, nel distretto di Taltal, situato

nella regione di Antofagasta a 1.550 chilometri a nord di

Santiago, per la realizzazione di un parco eolico costituito

da 33 turbine per una capacità totale istallata di 99 MW.

marzo

Concessioni per l’esplorazione geotermica in Cile

27 marzo 2012 - Il Gruppo si è aggiudicato, nella gara ban-

dita a giugno 2010 dal Ministero dell’Energia, tre conces-

sioni per l’esplorazione geotermica in Cile per complessivi

165.702 ettari.

marzo

Entrata in esercizio di nuovi impianti solari in Italia

La capacità fotovoltaica installata in Italia dalla joint ven-

ture ESSE ha raggiunto circa 20 MW con l’entrata in eser-

cizio, negli ultimi giorni di marzo, di cinque impianti siti in

Calabria (11,8 MW) e nel Lazio (2,6 MW).

I cinque nuovi impianti sono stati realizzati utilizzando i

pannelli a film sottile multigiunzione prodotti dalla fab-

brica di Catania di 3SUN, la joint venture tra Enel Green

Power, Sharp e STMicrolectronics.

I nuovi impianti saranno in grado di produrre, a regime,

complessivamente 19,5 milioni di kWh, in grado di soddi-

sfare i consumi annui di elettricità di oltre 7.200 famiglie e

di evitare l’emissione in atmosfera di circa 10.000 tonnel-

late di CO2.

5

27


aprile

Chisholm View

2 aprile 2012 - Enel Green Power ha annunciato la chiu-

sura di un accordo per lo sviluppo del progetto eolico di

Chisholm View, in Oklahoma, avvenuto in data 30 marzo

2012. In base all’accordo la controllata Enel Green Power

North America Inc. ha acquisito una partecipazione del

49% nel progetto e un’opzione per aumentare la propria

partecipazione di un’ulteriore quota del 26% nel 2013. Il

progetto ha una capacità totale installata di 235 MW ed

è supportato da un accordo a lungo termine di acquisto

dell’energia che sarà prodotta dall’impianto (PPA). In data

6 giugno Enel Green Power North America ed EFS Chi-

sholm LLC hanno firmato con un consorzio, guidato da J.P.

Morgan e composto anche da Wells Fargo Wind Holdings

LLC e da Metropolitan Life Insurance Company, un accor-

do di capital contribution, in base al quale il consorzio si

è impegnato a finanziare per circa 220 milioni di dollari

il progetto eolico di Chisholm View. Tale finanziamento

è stato erogato dal consorzio nel mese di dicembre 2012

tramite un tax equity agreement, in concomitanza con

l’entrata in esercizio dell’impianto. Enel Green Power ha

fornito una parent company guarantee, non estesa al ritor-

no sull’investimento, per gli obblighi di Enel Green Power

North America derivanti dall’accordo di capital contribu-

tion e del tax equity agreement.

A oggi il Gruppo non ha esercitato l’opzione di acquisto

dell’ulteriore quota.

maggio

Accordo con EKF per il finanziamento di tre impianti eolici in Romania, Stati Uniti e Brasile

2 maggio 2012 - Enel Green Power, attraverso la control-

lata Enel Green Power International BV, ha sottoscritto

con la Export Credit Agency del governo danese (EKF) e

Citigroup, quest’ultima quale “agent” e “arranger”, un

contratto di finanziamento della durata di 12 anni per un

importo di 180 milioni di euro, garantito dalla stessa Enel

Green Power, per coprire parte degli investimenti per gli

impianti eolici di Zephyr I in Romania (120 MW), di Caney

River negli Stati Uniti (200 MW) e di Cristal in Brasile (90

MW).

Il valore complessivo degli investimenti per la realizzazio-

ne dei tre impianti è pari a circa 670 milioni di euro. Il fi-

nanziamento è caratterizzato da un tasso di interesse in

linea con il benchmark di mercato.

maggio

Avviati i lavori per un nuovo impianto geotermico negli Stati Uniti

7 maggio 2012 - Enel Green Power, attraverso la sua con-

trollata Enel Green Power North America Inc., ha avviato

i lavori per la realizzazione dell’impianto geotermico di

Cove Fort, situato nello Utah meridionale, negli Stati Uniti.

Il nuovo impianto, con una capacità installata lorda di 25

MW, sarà in grado di produrre circa 160 milioni di kWh di

energia ogni anno, evitando l’emissione in atmosfera di

circa 115.000 tonnellate di CO2 l’anno, e godrà di un con-

tratto di vendita ventennale dell’energia prodotta.

maggio

Entrata in esercizio della centrale geotermica Rancia 2

30 maggio 2012 - È entrata in esercizio, completamente

rinnovata, la centrale geotermica Rancia 2, in Toscana, nel

comune di Radicondoli, in provincia di Siena.

L’impianto, che ha una potenza installata netta di 17 MW,

sarà in grado di produrre a regime circa 150 milioni di

kWh, evitando così l’emissione in atmosfera di 100.000

tonnellate di CO2 l’anno.

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2

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maggio

Entrata in esercizio dell’impianto eolico di Castle Rock Ridge in Canada

31 maggio 2012 - È stato connesso alla rete l’impianto

eolico di Castle Rock Ridge, a Pincher Creek, nella pro-

vincia dell’Alberta, in Canada, costituito da 33 turbine e

con una capacità installata totale di 76 MW; l’impianto è

in grado di produrre ogni anno oltre 200 milioni di kWh

evitando l’emissione in atmosfera di oltre 130.000 ton-

nellate di CO2.

maggio

Entrata in esercizio di nuovi impianti in Grecia

Enel Green Power consolida la sua posizione nel settore

delle rinnovabili in Grecia, nella regione del Peloponne-

so, con la messa in esercizio nel mese di maggio e giugno

dei campi fotovoltaici di Kourtesi II, Agrilia Baka, situato

nell’area di Messinia, di Kavasila, situato nella Achaea oc-

cidentale, di Limnochori e di Chamolio, situato a Corinto,

con una capacità installata complessiva pari a 22,2 MW e

con una produzione complessiva a regime di circa 29 mi-

lioni di kWh l’anno.

Inoltre, nel mese di maggio è entrato in esercizio l’impian-

to eolico di Corinto, composto da 32 pale eoliche da 0,85

MW ciascuna per una capacità installata totale di oltre 27

MW e con una produzione, a regime, di 57 milioni di kWh

di elettricità l’anno.

giugno

Entrata in esercizio del parco eolico di Rocky Ridge in Oklahoma

Nel mese di giugno Enel Green Power North America Inc.

ha messo in esercizio l’impianto eolico di Rocky Ridge,

situato nelle contee di Kiowa e Washita, in Oklahoma. Il

nuovo parco eolico ha una capacità installata totale di cir-

ca 150 MW, con 93 turbine da 1,6 MW ciascuna. A regime,

Rocky Ridge produrrà oltre 600 milioni di kWh l’anno, evi-

tando così l’emissione in atmosfera di oltre 450.000 ton-

nellate di CO2 l’anno. L’energia prodotta dal nuovo parco

eolico sarà acquistata dall’operatore locale Western Far-

mers Electric Cooperative.

giugno

Primo impianto eolico in Messico

A fine giugno il Gruppo ha acquistato il primo impianto eo-

lico in Messico, Bii Nee Stipa II, composto da 37 turbine eo-

liche da 2 MW ciascuna, per una capacità installata totale di

74 MW. L’impianto, sviluppato e costruito da Gamesa, sfrut-

ta l’eccellente risorsa eolica propria dell’Istmo di Tehuante-

pec (nello Stato messicano di Oaxaca) e, con un fattore di

producibilità potenziale di circa il 40%, produrrà, a regime,

più di 250 milioni di kWh annui, evitando così l’emissione in

atmosfera di oltre 100.000 tonnellate di CO2 l’anno.

luglio

Concessione di un contributo per il parco eolico di Caney River in Kansas

20 luglio 2012 - Enel Green Power North America Inc. ha

ottenuto dal Dipartimento del Tesoro americano un grant

31

20


per un importo pari a circa 99 milioni di dollari statuniten-

si per la realizzazione del parco eolico di Caney River, in

Kansas.

Il contributo, assegnato in conformità a quanto previ-

sto dalla Section 1603 dell’American Recovery and Rein-

vestment Act del 2009, è stato già allocato al consorzio

guidato da J.P. Morgan con cui Enel Green Power North

America a dicembre dello scorso anno ha concluso un ac-

cordo di tax equity partnership. Gli altri membri del con-

sorzio sono Wells Fargo Wind Holdings LLC e Metropoli-

tan Life Insurance Company.

agosto

Impianto eolico di Prairie Rose

6 agosto 2012 - Enel Green Power ha annunciato la con-

clusione di un accordo di equity partnership tra la sua con-

trollata statunitense Enel Green Power North America Inc.

e la controllata di GE Capital, EFS Prairie Rose LLC, per la

realizzazione del parco eolico di Prairie Rose nel nord della

contea di Rock, nel Minnesota.

In base all’accordo la controllata Enel Green Power North

America Inc. ha acquisito una partecipazione del 49% nel

progetto e un’opzione per aumentare la propria parteci-

pazione di un’ulteriore quota del 26% nel 2013.

Il progetto ha una capacità totale installata di 200 MW ed

è supportato da un contratto di acquisto a lungo termine

dell’energia prodotta dall’impianto (PPA).

Inoltre, Enel Green Power North America ed EFS Prairie

Rose hanno firmato un accordo di tax equity agreement

con un consorzio guidato da J.P. Morgan – che include

Wells Fargo Wind Holdings LLC e Metropolitan Life Insu-

rance Company – in base al quale quest’ultimo si impegna

a finanziare il progetto eolico di Prairie Rose per circa 190

milioni di dollari statunitensi. I membri del consorzio han-

no rilasciato i fondi al momento dell’entrata in esercizio

dell’impianto, avvenuta nel quarto trimestre 2012, fatto

salvo il rispetto dei requisiti specificati nell’accordo di capi-

tal contribution, divenendo così partner del progetto con

diritti di voto limitati. Questa partecipazione permetterà

ai membri del consorzio di ottenere una percentuale dei

benefíci fiscali e finanziari attribuiti al progetto.

agosto

Entrata in esercizio del parco eolico Moldova Noua in Romania

30 agosto 2012 - Enel Green Power ha totalmente allac-

ciato alla rete il nuovo parco eolico di Moldova Noua, nella

regione di Banat, in Romania. L’impianto, costituito da 21

aerogeneratori SWT da 2,3 MW ciascuno per una capacità

installata totale di oltre 48 MW, di cui 25 MW già operativi

dallo scorso dicembre, sarà in grado di produrre, a regime,

circa 130 milioni di kWh l’anno, evitando così l’emissione

in atmosfera di oltre 70.000 tonnellate di CO2.

settembre

Entrata in esercizio del parco eolico Padul in Andalusia

5 settembre 2012 - Enel Green Power ha collegato alla rete

un nuovo parco eolico da 18 MW in Andalusia, che prende

il nome di “Padul” dal comune vicino Granada nel quale è

ubicato. L’impianto produrrà, a regime, oltre 37 milioni di

kWh l’anno. L’energia prodotta dalle 9 turbine da 2 MW

ciascuna di Padul eviterà ogni anno l’emissione in atmo-

sfera di circa 28.000 tonnellate di CO2, con un risparmio di

circa 14.000 tonnellate equivalenti di petrolio (TEP).

settembre

Entrata in esercizio di nuovi impianti solari in Italia

14 settembre 2012 - Enel Green Power ha ulteriormente

consolidato la sua posizione sul mercato fotovoltaico in

Italia con l’entrata in esercizio di sei nuovi impianti su tetto

situati tra Abruzzo e Molise.

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30

14

21

I quattro impianti di Termoli, in provincia di Campobas-

so in Molise, hanno una capacità installata totale di oltre

2,3 MW, mentre quello di Casoli, in provincia di Chieti, e

quello di Nocciano, in provincia di Pescara, entrambi in

Abruzzo, hanno una capacità installata totale di 1,5 MW

circa. L’entrata in esercizio di questi nuovi impianti su tetti

di capannoni industriali che, a regime, produrranno più di

4,5 milioni di kWh, eviterà l’emissione in atmosfera di oltre

2.300 tonnellate di CO2 l’anno.

Inoltre, ESSE ha avviato due impianti su tetto in Campania

per complessivi 1,5 MW circa di capacità installata.

Si tratta degli impianti di Colbuccaro (Acerra 2) e Monte-

granaro (Acerra 1). Gli impianti, realizzati sui tetti di otto

capannoni agricoli, produrranno annualmente più di 1,8

milioni di kWh, evitando così l’emissione in atmosfera di

oltre 900 tonnellate di CO2 l’anno. Gli impianti sono stati

realizzati utilizzando i moduli a film sottile prodotti dalla

fabbrica catanese della 3SUN, la joint venture paritetica tra

Enel Green Power, Sharp e STMicroelectronics.

settembre

Enel Green Power, Provincia autonoma di Bolzano e TIS insieme per l’innovazione

29 settembre 2012 - Enel Green Power, l’Assessorato all’In-

novazione, Ricerca, Sviluppo e Cooperative - Assessorat

für Innovation, Forschung, Entwicklung und Genossen-

schaften della Provincia Autonoma di Bolzano e il TIS - In-

novation Park hanno siglato un protocollo di intesa di du-

rata triennale per favorire l’innovazione tecnologica nella

generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

settembre

Entrata in esercizio del parco eolico di Acampo Hospital

Nel mese di settembre Enel Green Power España ha svi-

luppato e collegato alla rete il nuovo parco eolico di

Acampo Hospital a Saragozza (Aragón), progetto acqui-

sito nell’ambito di una gara pubblica. L’impianto, con una

capacità installata di 5,4 MW, produrrà, a regime, oltre 19

milioni di kWh l’anno. L’energia prodotta dalle tre turbine

da 1,8 MW ciascuna di Acampo Hospital eviterà ogni anno

l’emissione in atmosfera di oltre 14.000 tonnellate di CO2,

con un risparmio di circa 7.000 tonnellate equivalenti di

petrolio (TEP).

novembre

Accordo con EKF per un finanziamento da 110 milioni di euro per un impianto eolico in Cile

20 novembre 2012 - Enel Green Power SpA, attraverso

la controllata Enel Green Power International BV ha

sottoscritto con la Export Credit Agency del governo

danese (EKF) e Citigroup, quest’ultima quale “agent” e

“arranger”, un contratto di finanziamento della durata di

12 anni per un importo di 110 milioni di euro, garantito

dalla stessa Enel Green Power.

Il finanziamento verrà utilizzato per coprire parte degli in-

vestimenti per l’impianto eolico di Enel Green Power di Ta-

linay, in Cile, che ha una capacità installata di circa 90 MW.

novembre

Enel Green Power si aggiudica 102 MW eolici in una gara pubblica in Messico

22 novembre 2012 - Enel Green Power si è aggiudicata

la gara pubblica denominata Sureste I - Phase II, bandita

dall’ente elettrico del Governo messicano, per la realiz-

zazione di un impianto eolico da 102 MW. Il campo eo-

lico sarà ubicato nell’Istmo di Tehuantepec nello Stato di

Oaxaca, caratterizzato da un’elevata ventosità. Una volta

realizzato, il nuovo impianto sarà in grado di generare ol-

tre 350 GWh l’anno, con un fattore di producibilità di oltre

il 40%. Questo implica che gli aerogeneratori potranno

lavorare per oltre 3.500 ore equivalenti l’anno, media di

molto superiore a quella europea.

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20


Attraverso la gara, Enel Green Power ha ottenuto il diritto

di stipulare un contratto ventennale di acquisto per l’ener-

gia elettrica prodotta dal progetto (Power Purchase Agre-

ement - PPA) con la Comisión Federal de Electricidad del

Governo messicano.

novembre

Accordo di finanziamento con BEI da 160 milioni di euro per impianti rinnovabili in Italia

27 novembre 2012 - Enel Green Power SpA ha sottoscritto

con la Banca Europea per gli Investimenti (BEI) un contrat-

to per la concessione di un prestito di durata ventennale

per complessivi 160 milioni di euro finalizzato a contribu-

ire al finanziamento del programma di sviluppo in Italia

delle attività di Enel Green Power fino all’anno 2014.

dicembre

Al via i lavori per la realizzazione di tre parchi eolici in Brasile

4 dicembre 2012 - Enel Brasil Participações ha avviato i

lavori per la realizzazione di tre parchi eolici nello Stato

brasiliano di Bahia.

I nuovi impianti, “Cristal”, “Primavera” e “São Judas”, ubica-

ti in una medesima zona nell’interno dello Stato di Bahia,

avranno una capacità installata totale di circa 90 MW.

A regime, saranno in grado di produrre circa 400 GWh

annui, evitando l’emissione in atmosfera di oltre 250.000

tonnellate di CO2. Enel Green Power si era aggiudicata

nel settembre 2010 la gara pubblica brasiliana dedicata

alla sola energia eolica per la conclusione di tre contratti

pluriennali per la vendita di energia elettrica da nuove

centrali. I tre progetti sono caratterizzati da un’elevata

ventosità e un fattore di producibilità di circa il 45%, tra

i più alti a livello mondiale. Gli aerogeneratori potran-

no infatti lavorare per circa 4.000 ore equivalenti l’anno,

media di molto superiore a quella europea. Attraverso la

gara Enel Green Power ha ottenuto il diritto di stipulare

un contratto di vendita ventennale dell’energia elettri-

ca prodotta dai tre impianti mediante l‘ente nazionale

brasiliano CCEE, a un prezzo indicizzato al 100% dell’in-

flazione brasiliana.

dicembre

Entrata in esercizio in Italia di 64 nuovi MW eolici

7 dicembre 2012 - Enel Green Power ha collegato alla rete

gli impianti eolici di Cutro in Calabria, in provincia di Cro-

tone, e di Potenza - Pietragalla, in Basilicata.

Il primo impianto, quello di Cutro, è costituito da 23 aeo-

rogeneratori da 2 MW ciascuno, per una capacità installa-

ta totale di 46 MW. L’impianto sarà in grado di produrre a

regime circa 100 milioni di kWh di energia ‘pulita’ l’anno,

evitando così l’emissione in atmosfera di circa 26.000 ton-

nellate di CO2.

L’impianto è collegato alla rete di alta tensione tramite un

cavidotto interrato lungo circa 18 chilometri.

L’altro impianto, Potenza - Pietragalla, è costituito da nove

turbine eoliche da 2 MW ciascuna per una capacità instal-

lata totale di 18 MW. Il nuovo impianto sarà in grado di

produrre a regime oltre 39 milioni di kWh, evitando l’emis-

sione in atmosfera di oltre 10.000 tonnellate di CO2.

I due nuovi impianti produrranno, insieme, 139 milioni

di kWh annui, evitando emissioni di CO2 in atmosfera per

36.000 tonnellate.

dicembre

Entrata in esercizio dell’impianto eolico di Zopiloapan in Messico

14 dicembre 2012 - Enel Green Power ha interconnesso

alla rete il suo secondo impianto eolico in Messico, Zopi-

loapan, nello Stato di Oaxaca.

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7

14

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23

Sviluppato e costruito da Gamesa, l’impianto è composto

da 35 turbine eoliche da 2 MW ciascuna e ha un fattore di

producibilità potenziale intorno al 40%, equivalente, a re-

gime, a circa 250 milioni di kWh annui di energia ‘pulita’,

una produzione in grado di evitare l’emissione in atmosfe-

ra di circa 150.000 tonnellate di CO2 l’anno.

dicembre

Enel Green Power e Simest per lo sviluppo di progetti rinnovabili in Costa Rica e Messico

17 dicembre 2012 - Due impianti rinnovabili in Costa Rica

e Messico beneficeranno dell’affiancamento finanziario

di Simest, la finanziaria pubblico-privata che promuove lo

sviluppo delle imprese italiane all’estero.

Si tratta dell’impianto idroelettrico di Chucas in Costa Rica,

con una capacità installata di 50 MW, e dell’impianto eoli-

co di Bii Nee Stipa II, in Messico, con una capacità di 74 MW.

La partecipazione di Simest al capitale di entrambi i pro-

getti, per 10 milioni di euro complessivi, garantirà a Enel

Green Power l’accesso a un contributo in conto interessi,

erogato dalla stessa Simest.

dicembre

Enel Green Power firma con IADB un accordo di finanziamento per un impianto eolico in Messico

19 dicembre 2012 - Enel Green Power, attraverso la con-

trollata Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv, ha fi-

nalizzato con l’Inter-American Development Bank (IADB)

un contratto di finanziamento per 988 milioni di pesos

messicani, pari a circa 76 milioni di dollari statunitensi, a

parziale copertura dell’investimento per l’impianto eolico

Bii Nee Stipa II, in Messico.

Il contratto di finanziamento avrà una durata di 10 anni e

sarà assistito da una parent company guarantee rilasciata

dalla controllante Enel Green Power.

dicembre

Avviata la costruzione di un nuovo impianto eolico in Cile

21 dicembre 2012 - Enel Green Power ha avviato la co-

struzione dell’impianto eolico di Valle de Los Vientos,

nella II Regione di Antofagasta in Cile.

Il nuovo impianto sarà costituito da 45 turbine eoliche da

2 MW ciascuna, per una capacità totale installata di circa

90 MW. Una volta in funzione, l’impianto di Valle de Los

Vientos produrrà a regime oltre 200 GWh l’anno, evitan-

do l’emissione in atmosfera di più di 165.000 tonnellate

di CO2.

dicembre

Entrata in esercizio di tre nuovi impianti eolici in Romania

28 dicembre 2012 - Enel Green Power ha collegato alla

rete tre nuovi impianti eolici in Romania – Elcomex EOL

(Zephyr I), Targusor (Zephyr II) e Gebelesis, nella regione di

Dobrogea – per una capacità installata totale di 206 MW

e una produzione, a regime, di circa 560 milioni di kWh

l’anno.

In particolare, il parco eolico di Elcomex EOL è costituito

da 52 turbine eoliche da 2,3 MW ciascuna, per una capaci-

tà installata totale di circa 120 MW, e sarà in grado di pro-

durre, a regime, circa 340 milioni di kWh l’anno. L’impian-

to di Targusor, costituito da 26 turbine eoliche da 2,3 MW

ciascuna, per una capacità installata totale di circa 60 MW,

potrà produrre, a regime, oltre 170 milioni di kWh l’anno.

Gebelesis, nel nord della Dobrogea, è costituito da cinque

turbine eoliche da 3 MW ciascuna e da sei turbine eoliche

da 2 MW ciascuna, per una capacità installata totale di 27

MW, e sarà in grado di produrre a regime circa 50 milioni

di kWh l’anno.

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21

28


Il contributo dell’energia rinnovabile alla sostenibilità Enel Green Power contribuisce per sua natura a uno sviluppo sostenibile: le fonti rinnovabili costituiscono infatti uno

strumento importante per promuovere la competitività del sistema produttivo dei diversi Paesi e per garantire la sicu-

rezza dell’approvvigionamento delle fonti di energia. La produzione diffusa di elettricità da acqua, sole, vento e calore

della terra favorisce una maggiore autonomia energetica delle nazioni e allo stesso tempo sostiene la salvaguardia

dell’ambiente.

L’approccio di Enel Green Power alla sostenibilità non si

limita all’affermazione della sua natura intrinseca, ovve-

ro al suo DNA “rinnovabile”, ma intende promuovere una

strategia che integri la sostenibilità nei processi di business

e nell’intera catena del valore, un nuovo business model

per l’utilizzo razionale delle risorse, improntato all’ascol-

to e al community involvement per la creazione di valore

condiviso.

Per tradurre questi obiettivi in progetti e azioni concrete e

misurabili Enel Green Power ha definito una nuova strut-

tura organizzativa CSR con un Project Office centralizzato

e presídi estesi al perimetro internazionale. Nel corso del

2012, con il coinvolgimento di tutte le Funzioni aziendali,

è stato avviato un action plan per la costruzione del siste-

ma di gestione e per l’ulteriore diffusione di una cultura

della sostenibilità.

In un contesto in cui gli standard setter (come il GRI e gli

indici ESG) ancora non hanno elaborato approfondimenti

specifici sul tema delle rinnovabili, Enel Green Power vuole

essere pioniera nel definire il proprio percorso – oggettivo

e misurabile – di crescita sostenibile. Con questo obiettivo,

in collaborazione con KPMG è stata condotta un‘analisi di

posizionamento rispetto alle migliori pratiche internazio-

nali e ai requisiti dei principali indici di sostenibilità e, sulla

base di quanto emerso, sono stati individuati i principali in-

dicatori – già esistenti, in fase di sviluppo, da attuare – cui

si impegnano le varie Funzioni, di concerto, per integrare

sempre più la CSR nei processi industriali e di business.

Avendo come obiettivo a tendere la predisposizione di

un Report integrato, l’analisi ha permesso di individuare i

principali indicatori da considerare nel Piano Strategico di

Enel Green Power, nonché definire quei KPI di CSR a uso

interno che permettano di monitorare, in termini di soste-

nibilità, l’impronta dei vari progetti e processi.

La sfida del 2013 sarà quella di rafforzare la vocazione so-

stenibile del Gruppo affinché la CSR sia sempre più par-

te integrante della catena del valore e uno strumento di

supporto alla crescita e allo sviluppo del business. Già oggi

Enel Green Power è fiera di poter dimostrare una attenzio-

ne non solo lungo l’intera filiera, per esempio nell’adozio-

ne del piano di Green Procurement che prevede l’approv-

vigionamento di prodotti e servizi più attenti all’ambiente

rispetto ad altri utilizzabili allo stesso scopo, ma anche

nelle scelte effettuate a monte delle proprie attività, per

esempio nell’evitare l’utilizzo di pannelli fotovoltaici con-

tenenti sostanze tossiche come il telloruro di cadmio, e an-

25

che a valle, avendo previsto il tema dello smaltimento dei

pannelli fotovoltaici nei propri processi.

Con un perimetro internazionale esteso ai cosiddetti “Pa-

esi emergenti”, un elemento portante della strategia di

crescita e sviluppo del business è la filosofia del “Mai Con-

tro”: cercare il dialogo fin dall’inizio, costruire e valorizza-

re lo shared value fino a creare il consenso, prevedendo

i conflitti ed evitando logiche impositive. A questo fine,

negli studi preventivi di Paese, accanto alle analisi di tipo

politico-economico, vengono introdotte analisi sociali, in-

dicatori dello stato di benessere e di sviluppo delle comu-

nità e delle popolazioni, in modo da costruire, ab initio,

un progetto di business orientato alla valorizzazione del

fattore sociale oltre che economico. La partnership con

il Barefoot College è l’esempio concreto dell’obiettivo di

diventare modello di riferimento, credibile, di good citi-

zen dei Paesi in cui operiamo. Le iniziative da promuove-

re nascono infatti da un ascolto attento delle necessità e

devono portare a uno sviluppo concreto e misurabile. Nel

2012 la partnership con il Barefoot College, parte integran-

te del più grande progetto di Gruppo, Enabling Electricity,

ha portato nel nord dell’India 16 donne semianalfabete

(di seguito “nonne”) – cilene, peruviane, guatemalteche

e salvadoregne – provenienti da villaggi isolati, poveri e

senza alcun accesso all’elettricità, per imparare, in sei

mesi, a installare e manutenere piccoli impianti fotovol-

taici. Donare strumenti e una professionalità alle “nonne”

del villaggio, perché sono loro le figure più affidabili per la

comunità e quindi le prescelte per la formazione in India,

vuol dire contribuire attivamente allo sviluppo autonomo

del territorio, portare un valore aggiunto che sopravvive

al progetto, riducendo l’incentivo alla migrazione verso

le aree urbane. Prima che un progetto, è un‘esperienza di

vita per donne che spesso non erano mai uscite dal pro-

prio villaggio e che ora diventano ‘portatori del nuovo’ a

beneficio della collettività. Il racconto attraverso immagini

e testimonianze dirette del progetto, vissuto attraverso gli

occhi delle ‘nonne’, dal viaggio in India fino all’elettrifica-

zione dei rispettivi villaggi, è affidato a un documentario,

realizzato da due giovani diplomati della Scuola di Cine-

matografia di Palermo.

Con lo stesso obiettivo di valorizzare la cultura locale, aiu-

tando le comunità a crescere e diventare autosufficienti,

in Cile sono stati promossi programmi agricoli con le co-

munità dei Mapuche utilizzando tecniche indigene, con il

risultato di un incremento del 200% in tre anni della pro-

duzione di patate. Il progetto ha ottenuto il riconoscimen-

to del Ministro dello Sviluppo “Más para Chile” in favore

dei programmi a tutela delle popolazioni più disagiate.

25

26 Enel Green Power Bilancio consolidato 2012

Promuovere un canale d’ascolto e di dialogo aperto con

il territorio significa per Enel Green Power essere aperti a

sostenere sia iniziative di ampio respiro, come il Barefoot

College, sia progetti di ambito più mirato e circoscritto, ma

che incidono su realtà disagiate e che, contribuendo allo

sviluppo della comunità, ne migliorano le condizioni di

vita. Ne sono un esempio gli investimenti promossi in Ro-

mania nelle costruzioni di strade, di campi da gioco (Gebe-

lesis, Prahova), di sistemi di riscaldamento nelle scuole (a

Targusor e Corugea). In Messico, “Un Techo Para Mi País”

ha portato alla realizzazione di 150 case a favore dei pove-

ri che risiedevano nelle aree circostanti gli impianti di Enel

Green Power, mentre la creazione di un fondo sociale in

favore della comunità di pescatori di El Gallo ha permes-

so la realizzazione di progetti che ne hanno migliorato la

qualità della vita, perché secondo noi sostenibilità signifi-

ca condividere gli stessi interessi delle comunità locali. In

Guatemala, il Gummarquaj Archeological Programme ha

permesso la creazione di un museo interamente dedica-

to alle culture indigene a testimoniare l’impegno di Enel

Green Power per garantire continuità e rispetto per le tra-

dizioni e le culture del territorio.

Il rispetto per la persona e l’ambiente è riflesso anche nel

progetto di San Patrignano, che ha visto la realizzazione

di tre impianti fotovoltaici all’interno della Comunità, per

una potenza di circa 50 kWp, permettendo un risparmio

di oltre 30 tonnellate di CO2 l’anno. Il coinvolgimento atti-

vo dei ragazzi della Comunità nelle fasi di progettazione e

installazione, attraverso un percorso formativo mirato sul

fotovoltaico, ha posto le basi per una professionalizzazio-

ne e un auspicabile reintegro attivo nella società.

La diffusione di una cultura della sostenibilità è stato il mo-

tore di numerose iniziative che hanno coinvolto bambini e

studenti di vari Paesi. Oltre a progetti di ampio respiro come

Play Energy, ormai esteso in tutto il Gruppo Enel dall’Euro-

pa alle Americhe, si sono susseguite diverse altre iniziative.

In Grecia la celebrazione del Global Wind Day in collabo-

razione con l’ONG Global Kiter Foundation ha permesso di

spiegare ai bambini in età scolare il comportamento del

vento e di promuovere l’energia eolica attraverso il gioco

degli aquiloni. Allo stesso modo gli Energy Days negli Stati

Uniti sono stati il pretesto per attrarre le famiglie in eventi

di promozione di una cultura rinnovabile e sostenibile.


27

Iniziative consolidate di valorizzazione del territorio e di

promozione delle fonti rinnovabili sono proseguite in tutti

i Paesi in cui operiamo e in particolar modo attraverso il

progetto “Natura e Territorio” in Italia e Spagna. In Italia,

in partnership con istituzioni locali, sono stati promossi più

di 30 eventi con oltre 44.000 visitatori, a conferma dell’in-

tegrazione di Enel Green Power con le comunità locali e

con i contesti ambientali in cui si trovano gli impianti. In

Spagna il progetto ha portato allo sviluppo di percorsi

escursionistici attraverso il parco eolico di Los Barrancos,

in Andalusia, e i “Cross Enel Green Power Sierra de la Cape-

lada Duathlon”, in Galizia.

La sostenibilità ambientale in Europa è stata promossa so-

prattutto attraverso accordi con fondazioni e istituti locali,

come la Fundación Patrimonio Natural de Castilla y León

e il Governo di Vistahermosa e di Padul in Spagna, per lo

sviluppo e l’attuazione di progetti di tutela della biodiver-

sità, e con la collaborazione con la ONG Fapas per la rifore-

stazione di aree abbandonate nell’area dell’impianto Bel-

monte in Asturia. In America Centrale, mentre a Panama

prosegue l’attività di preservazione della biodiversità della

Riserva di Fortuna con lo Smithsonian Institute, in Costa

Rica è stato avviato un programma di riforestazione nell’a-

rea interessata dalla costruzione dell’impianto di Chucas.

La promozione di un uso consapevole dell’energia ha gui-

dato le varie iniziative di Enel Green Power a diversi livelli.

Dando simbolicamente seguito al progetto “Ambasciata

Verde” del 2011, nel 2012 uno degli eventi di maggior

successo in Brasile è stato l’allestimento del Padiglione

Italia, in occasione della Conferenza organizzata dalle Na-

zioni Unite denominata “Rio +20”. La struttura dell’edificio

del Padiglione è stata interamente rivestita da pannelli

fotovoltaici con tecnologia a film sottile, così da consen-

tire tramite l’autoproduzione di energia da fonte solare la

copertura del fabbisogno energetico dell’edificio stesso.

In Italia, in collaborazione con Ferrovie dello Stato e Mi-

nistero dell’Ambiente, l’iniziativa TrenoVerde ha invece

offerto l’occasione di una mostra itinerante che attra-

verso quattro carrozze ha promosso le fonti rinnovabili e

l’energia verde, sensibilizzando oltre 10.000 visitatori su

comportamenti ecosostenibili e su i prodotti eco-friendly

ad alta efficienza.

Anche l’innovazione diventa strumento di stakeholder

engagement per sperimentare nuovi approcci di ascolto

e dialogo atti a diffondere una cultura “rinnovabile”. Enel

Green Power si avvale del contributo di centri di ricerca e

università sia in Italia sia all’estero, impegnati nella promo-

zione dell’innovazione tecnologica. Inoltre, in partnership

con l’Università Roma Tre, è stato avviato il progetto spe-

rimentale Elebici@Roma3 che vede coinvolti, per un anno

e mezzo, 30 studenti nell’utilizzo quotidiano di una bici-

cletta elettrica con l’impegno a raccontare le esperienze

in un “diario di viaggio”. I dati raccolti permetteranno di

analizzare la relazione uomo-bicicletta-città e valutarne le

ricadute in termini economici, sociali e ambientali.

La cultura della sostenibilità di Enel Green Power è pro-

mossa e vissuta attivamente anche da coloro che in Enel

Green Power lavorano e che diventano testimonial di una

“green way of life”.

Ne è conferma il successo di due iniziative rivolte ai dipen-

denti del Gruppo: “Green Place to Live” e “I love my electric

bike”. La premiazione dei migliori progetti rinnovabili ide-

ati e sviluppati da personale di Enel Green Power ha costi-

tuito un forte incentivo alla “creatività green”, a un approc-

cio coerente all’innovazione che integri tutte le sfere del

quotidiano, privato e lavorativo.

Grazie al comodato d’uso di bici elettriche, contribuendo

alla riduzione delle emissioni inquinanti, la mobilità elet-

trica diventa invece strumento di promozione del proprio

benessere fisico e di quello dell’ambiente, nonché testi-

monianza di uno stile di vita sostenibile a 360 gradi, in uf-

ficio come a casa.

Orientata a un approccio sistemico alla sostenibilità, Enel

Green Power intende coniugare sempre di più sfide tecno-

logiche responsabili, efficienza energetica e rispetto per

l’ambiente, con l’impegno a costruire un futuro migliore,

educando al consumo responsabile nei mercati maturi

e creando le condizioni per l’accesso all’energia in quel-

li emergenti. Il nuovo obiettivo è porre la promozione di

una cultura della sostenibilità al centro del proprio model-

lo di business.

28 Enel Green Power Bilancio consolidato 2012 Relazione sulla gestione

Scenario di riferimento Enel Green Power e i mercati finanziari

2012 2011

Margine operativo lordo del Gruppo per azione (euro) 0,32 0,32

Risultato operativo del Gruppo per azione (euro) 0,18 0,18

Risultato netto del Gruppo per azione (euro) 0,08 0,08

Dividendo unitario (centesimi di euro) 2,59 2,48

Pay-out ratio (1) (%) 30 30

Patrimonio netto del Gruppo per azione (euro) 1,38 1,38

Prezzo massimo dell’anno (euro) 1,66 2,05

Prezzo minimo dell’anno (euro) 1,02 1,49

Prezzo medio del mese di dicembre (euro) 1,36 1,61

Capitalizzazione borsistica (2) (milioni di euro) 6.799 8.036

Numero di azioni al 31 dicembre (in milioni) 5.000 5.000

(1) Calcolato sul risultato netto del Gruppo.(2) Calcolato sul prezzo medio del mese di dicembre.

Peso azioni Enel Green Power Corrente (1)

su indice FTSE MIB 1,19%

su indice STOXX Europe 600 Utilities 1,00%

Bloomberg World Energy Alternative Sources 18,94%

(1) Dati aggiornati al 31 gennaio 2013.

Nel corso del 2012 l’andamento dei mercati finanziari è

stato correlato all’evoluzione dei mercati dei titoli di de-

bito governativi di alcuni Paesi dell’Eurozona. Il primo

semestre dell’anno è stato caratterizzato da una iniziale

fase positiva innescata dall’allentamento delle tensioni

derivanti dalla crisi del debito sovrano che ha coinvolto i

Paesi dell’area euro. Le misure di sostegno adottate dal-

la Banca Centrale Europea (BCE), ovvero le operazioni di

finanziamento a condizioni agevolate alle banche dell’Eu-

rozona, nonché l’accordo raggiunto con i Governi europei

e il Fondo Monetario Internazionale (FMI) sul piano di aiu-

ti finanziari alla Grecia hanno innescato un trend rialzista

e hanno allentato le pressioni sui titoli di debito di alcuni

Paesi dell’Eurozona. Lo spread, ovvero il differenziale di

rendimento, tra il titolo decennale italiano e quello te-

desco si è ridotto fino a un minimo di 278 punti base nel

mese di marzo. Dalla fine del primo trimestre le tensioni

sui mercati finanziari europei si sono però riacutizzate a

causa delle crescenti preoccupazioni derivanti da Grecia e

Spagna. Le incertezze connesse all’esito delle elezioni po-

litiche in Grecia e l’aggravarsi delle condizioni del sistema

bancario spagnolo, con conseguente richiesta di ricapita-

lizzazione di uno dei più grandi gruppi bancari del Paese,

hanno influenzato negativamente l’andamento dei mer-

cati. Ai timori circa la stabilità politica ed economica dei

Paesi dell’area euro si sono aggiunte le prospettive di un

ulteriore rallentamento dell’economia a livello globale.

Nella seconda metà dell’anno gli ulteriori interventi da

parte della BCE e le decisioni assunte da Consiglio euro-

peo, volte alla stabilizzazione degli spread sui titoli di Sta-

to dei Paesi più colpiti dalla crisi del debito, hanno influen-

zato positivamente l’andamento dei mercati. L’effettiva

attuazione delle operazioni definitive monetarie (Outright

Monetary Transactions, OMT), consistenti in acquisti di ti-

toli di Stato sul mercato secondario da parte della BCE, è

stata resa possibile a seguito della ratificazione dello Euro-

pean Stability Mechanism (ESM) da parte della Corte Co-

29

stituzionale tedesca. A tali manovre si è aggiunta la deci-

sione da parte dell’Eurogruppo di allentare gli obiettivi di

bilancio per la Grecia e di concedere due ulteriori anni per

il raggiungimento degli stessi. Le difficoltà finanziarie del-

la Spagna e del suo sistema bancario hanno rappresenta-

to una fonte di tensione anche nell’ultima parte dell’anno,

acutizzandosi a seguito del taglio del merito di credito del

debito del Paese, avvenuto in ottobre, da parte dell’agen-

zia di rating Standard & Poor’s. L’ultimo trimestre dell’an-

no è stato inoltre influenzato dalle incertezze provenienti

dagli Stati Uniti, legate alle negoziazioni per evitare l’au-

mento delle tasse sul reddito e i tagli alla spesa pubblica.

L’impatto sui mercati finanziari è stato tuttavia moderato

dalle ripetute rassicurazioni da parte del Governo statu-

nitense e il raggiungimento di un accordo per evitare il

baratro fiscale proprio sul finire d’anno. L’indice azionario

americano, lo Standard & Poor’s 500, ha infatti chiuso il

secondo semestre dello scorso anno con una performance

positiva (+4,7% nel semestre).

In tale contesto, il comparto azionario ha registrato una

andamento complessivamente positivo. I principali listini

mondiali hanno chiuso il 2012 con una performance po-

sitiva: Londra +6%, Milano +8%, Parigi +15%, Francoforte

+29%, Tokio +23% e gli indici americani S&P 500 +13%

e Dow Jones +7%. Madrid ha invece registrato una per-

formance complessivamente negativa, in calo del 5%.

Tuttavia, nel secondo semestre anche l’indice spagnolo

ha registrato una forte accelerazione, in linea con i prin-

cipali listini europei (+15%). L’andamento a doppia velo-

cità dei principali listini europei è anche testimoniato dal

confronto tra i corsi del primo e del secondo semestre:

> FTSE MIB: -5,4% nel primo semestre 2012, +14,0% nel

secondo semestre 2012, +7,8% su base annua.

> Londra: 0% nel primo semestre 2012, +5,8% nel secon-

do semestre 2012, +5,8% su base annua.

> Parigi: +1,1% nel primo semestre 2012, +13,9% nel se-

condo semestre 2012, +15,2% su base annua.

> Francoforte: +8,8% nel primo semestre 2012, +18,6%

nel secondo semestre 2012, +29,1% su base annua.

> Madrid: -17,1% nel primo semestre 2012, +15,0% nel

secondo semestre 2012, -4,7% su base annua.

Per quanto concerne i titoli del comparto utility, l’anda-

mento è stato simile a quello registrato dai principali listini

europei, con una iniziale fase di calo e una successiva ac-

celerazione. Tuttavia, l’indice STOXX Utilities ha registrato

un calo sia nella prima sia nella seconda metà dell’anno:

-7% nel primo semestre, -2% nel secondo e -8,8% su base

annua. Hanno pesato sul rendimento del settore la revi-

sione a ribasso delle guidance da parte di alcune principali

utility europee sul finire dell’anno. In particolare, nel mese

di novembre, E.ON ha rivisto a ribasso le proprie stime sui

ricavi per l’anno 2013 ed EDF ha riportato risultati inferiori

rispetto alle attese e ha rivisto a ribasso i propri target per

il 2013. Enel Green Power ha confermato la stessa tenden-

za del mercato, registrando un calo del 23% nella prima

parte dell’anno e apprezzandosi di un 13% nella seconda

parte, per un calo del 13% su base annua.

Il comparto utility è stato influenzato, oltre che dalla dina-

mica dei mercati legata alle incertezze derivanti dalla crisi

del debito sovrano, anche dalle prospettive di un ulteriore

rallentamento dell’economia a livello globale. Il peggiora-

mento delle attese circa l’evoluzione del quadro economi-

co, soprattutto in Europa, ha infatti impattato negativa-

mente sulle previsioni dell’andamento della domanda di

gas ed energia, che si sono ripercosse sull’andamento dei

corsi azionari delle società energetiche. Nell’ultimo trime-

stre dell’anno le utility maggiormente esposte sul mercato

spagnolo hanno invece tratto beneficio dalla risoluzione

dell’incertezza circa la riforma del settore energetico a se-

guito della proposta presentata dal Governo che ha por-

tato maggiore visibilità riguardo alla possibile evoluzione

del quadro regolatorio e ha definito possibili modalità di

risoluzione dello strutturale deficit tariffario che caratteriz-

za il mercato energetico. In particolare, il Governo iberico

ha optato per l’introduzione di una tassa sulla generazio-

ne da qualsiasi fonte e di una tassazione speciale sul nu-

cleare e l’idroelettrico.

Per ulteriori informazioni, si rimanda al sito web istituzio-

nale (www.enelgreenpower.com) alla sezione Investor Re-

lations (http://www.enelgreenpower.com/it-IT/media_in-

vestor) dove sono disponibili dati economico-finanziari,

presentazioni, aggiornamenti in tempo reale sull’anda-

mento del titolo, informazioni relative alla composizione

degli organi sociali e il regolamento delle Assemblee, oltre

che aggiornamenti periodici sui temi di corporate gover-

nance. Sono anche disponibili punti di contatto specifica-

mente dedicati agli azionisti individuali (numero telefoni-

co: +390683058721) e agli investitori istituzionali (numero

telefonico: +390683059104; [email protected]).


Il contesto economico energetico nel 2012Andamento economico

Nel corso del 2012 le turbolenze sui mercati finanziari

si sono progressivamente affievolite grazie alle politiche

di austerity attuate dai Paesi europei maggiormente in-

debitati. Nell’area euro la crescita economica ha subíto

un’ulteriore decelerazione rispetto al 2011, principal-

mente causata dalla scarsa competitività dei Paesi me-

diterranei, dalla carenza di risorse finanziarie disponibili

da parte dei Governi per azionare politiche economiche

anticicliche e dai crescenti dubbi sulla tenuta dell’Unio-

ne Monetaria Europea. Il livello della produzione indu-

striale risulta in flessione nel terzo e quarto trimestre

2012, segnando nell’Eurozona un decremento rispetti-

vamente del 2,7% (terzo trimestre) e del 3,4% (quarto

trimestre) rispetto ai valori del 2011. Parte delle perdite

dei livelli produttivi è da addebitare al particolare mo-

mento di crisi del ciclo economico, caratterizzato da una

rigorosa disciplina fiscale perseguita dai singoli Stati,

dai livelli di consumi particolarmente ridotti e dall’alto

livello di disoccupazione dell’intera Europa. Durante il

secondo semestre 2012 si registrano notevoli riduzioni

negli andamenti degli spread governativi sia per gli in-

terventi decisi dai policy maker, quali l’Outright Moneta-

ry Transactions (OMT) a livello sovranazionale, sia per le

politiche attuate a livello nazionale dai cosiddetti Paesi

periferici.

Il tasso di crescita del PIL mondiale ha registrato un net-

to decremento, passando dal 3,0% registrato nel 2011

al 2,5% del 2012. Il principale motivo di tale decremento

è senz’altro da attribuirsi alle economie dei Paesi matu-

ri, che nel 2012 hanno realizzato una crescita dell’1,3%

a fronte di un 4,9% da parte delle economie emergen-

ti. In tale contesto l’economia americana ha realizzato

un miglioramento del 2,2% a fronte dell’1,8% del 2011.

Per quanto riguarda la crescita dei singoli Paesi all’inter-

no dell’area euro, l’economia tedesca ha registrato, dopo

un 2010 e un 2011 di ottime performance economiche

(+4% nel 2010 e +3,1% nel 2011), una crescita solamente

dell’1% nel 2012, dovuta principalmente alla congiuntura

economica internazionale particolarmente negativa. Tra i

Paesi europei maggiormente colpiti dalla crisi dell’Euro-

zona vi sono l’Italia (-2,4%), la Grecia (-6,6%), la Spagna

(-1,4%) e il Portogallo (-3,2%).

Nel 2012 la crescita delle economie emergenti è stata

caratterizzata da un forte rallentamento rispetto ai livelli

registrati negli anni precedenti (Cina +7,7%; India +5,1%;

Taiwan +1,2%; Indonesia +6,2%). Ridotte anche le perfor-

mance delle economie dei Paesi dell’America Latina, che

hanno registrato una crescita nel 2012 solo del 2,3% (nel

2010 era stata del 6,0% e nel 2011 del 4,1%).

Nei mercati dei cambi, il rapporto euro/dollaro è passato

da una media dell’1,39 nel 2011 a una media dell’1,29 nel

2012. Tale decremento è principalmente attribuibile agli

accordi raggiunti dalle istituzioni europee in materia mo-

netaria e fiscale, che hanno determinato una situazione di

rientro dai livelli allarmanti dei titoli governativi dei Paesi

mediterranei dell’area euro registrati nel corso del 2011.

Con il fine di agevolare l’accesso al credito degli investi-

tori istituzionali e sostenere il livello degli investimenti,

la Banca Centrale Europea ha stabilito da luglio del 2012

un tasso dello 0,75% sulle operazioni di rifinanziamento

principale. Tale valore risulta immutato a dicembre 2012.

Le operazioni di rifinanziamento marginali sono state fis-

sate a un valore dell’1,5% (da luglio 2012). L’inflazione

nell’area euro registrata durante il 2012 (2,2%) è risultata

in diminuzione rispetto ai valori del 2011 (2,7%).

Nella seguente tabella sono evidenziati i tassi di crescita

del PIL nei principali Paesi in cui opera Enel Green Power.

31

Incremento annuo PIL in termini reali

%

2012 2011

Italia -2,4 0,6

Spagna -1,4 0,4

Portogallo -3,2 -1,6

Grecia -6,6 -7,1

Francia - 1,7

Bulgaria 0,8 1,7

Romania 0,2 2,5

Brasile 0,9 2,7

Cile 5,6 6,0

Colombia 3,5 5,9

Messico 3,8 3,9

Perù 6,3 6,3

Canada 1,9 2,6

USA 2,2 1,8

Fonte: Istituti Nazionali di Statistica ed elaborazioni Enel su dati ISTAT, INE, Eurostat, IMF, OECD, Global Insight.

Andamento dei principali indicatori di mercatoMercato monetario

gennaio 2011 dicembre 2012

Euribor a sei mesi Cambio euro/dollaro

2,2

1,7

1,2

0,7

0,2

1,6

1,5

1,4

1,3

1,2


Le quotazioni internazionali delle commodityNel 2012 il prezzo del Brent, pari a 115 dollari statunitensi

a fine anno, è stato sostenuto da una serie di fattori non

direttamente riconducibili a movimenti strutturali di do-

manda e offerta. Tra le principali cause vi sono i disordini

in Medio Oriente e Nord Africa, le nuove misure di stimo-

lo monetario da parte della Federal Reserve con un nuovo

Quantitative Easing e in parte la rimozione di circa un milio-

ne di barili al giorno di greggio iraniano sul mercato mon-

diale. Disequilibri geopolitici e moventi finanziari appaiono

quindi essere stati le principali cause di tale andamento.

Quotazioni delle commodity

La persistente volatilità che ha caratterizzato nel corso del

2012 le quotazioni del Brent non ha invece interessato il

livello dei prezzi di gas e carbone. I prezzi del carbone si

sono attestati a livelli ridotti a causa dell’elevato volume

di esportazioni proveniente dagli Stati Uniti e del rallen-

tamento dell’import cinese. Inoltre, le condizioni struttu-

rali del mercato dei noli, caratterizzato da un surplus di

offerta, ha determinato una discesa dei costi di trasporto.

Nel 2012 il prezzo del carbone registra una riduzione del

31% rispetto al 2011, attestandosi a 93 dollari statuniten-

si/tonnellata.

Nel mercato del gas, la contemporanea debolezza della

domanda in Italia (in particolare per gli usi termoelettrici)

e la lieve risalita dei prezzi in Nord Europa hanno determi-

nato una convergenza del prezzo spot italiano rispetto a

quello delle Borse europee. Il prezzo spot del gas naturale

nell’hub europeo di Zeebrugge è passato da 57,5 pence

inglesi/therm (2011) a 59,6 pence inglesi/therm (2012),

registrando una crescita del 3,6%.

800

700

600

500

400

300

200

100

0gen10

mar10

mag10

lug10

set10

nov10

gen11

mar11

mag11

lug11

set11

nov11

gen12

mar12

mag12

lug12

set12

nov12

Gas Zeebrugge (euro/TEP) Carbone API2 (euro/TEP) Greggio Brent (euro/TEP)

33

I mercati dell’energia elettrica La domanda di energia elettricaAndamento della domanda di energia elettrica

TWh

2012 2011 2012-2011

Italia 325,3 334,6 -2,8%

Spagna 252,0 255,4 -1,3%

Portogallo 49,0 50,5 -3,0%

Francia 489,5 478,2 2,4%

Grecia 50,2 51,2 -2,0%

Bulgaria 32,5 33,2 -2,1%

Romania (1) 39,2 39,8 -1,5%

Brasile 546,9 528,0 3,6%

Cile (2) 47,5 45,0 5,6%

Colombia 59,4 57,0 4,2%

Perù 38,1 36,0 5,8%

USA (3) 3.112,0 3.173,0 -1,9%

(1) Europa/Urali.(2) Dato riferito al SIC - Sistema Interconectado Central.(3) Al netto perdite di rete.Fonte: Elaborazioni Enel su dati TSO.

In Europa, i Paesi mediterranei registrano tassi di cresci-

ta negativi della domanda elettrica, soprattutto a causa

del rallentamento dei consumi industriali. In particolare,

in Italia (-2,8%), Spagna (-1,3%), Grecia (-2,0%) e Porto-

gallo (-3,0%) le negative performance del comparto indu-

striale e le incertezze del quadro macroeconomico hanno

avuto un impatto determinante sui livelli della domanda

elettrica. Nei restanti Paesi europei, nel 2012 si rileva una

domanda elettrica in crescita in Francia (+2,4%) rispetto

al 2011. Continua la forte crescita dei Paesi dell’America

Latina, con incrementi sostenuti per il Brasile (+3,6%) e an-

cor più elevati per Cile (+5,6%), Colombia (+4,2%) e Perù

(+5,8%).

I prezzi dell’energia elettrica Prezzi dell’energia elettrica

Prezzo medio baseload 2012

(euro/MWh)

Variazione prezzo baseload

2012-2011

Prezzo medio peakload 2012

(euro/MWh)

Variazione prezzo peakload

2012-2011

Italia 75,5 4,6% 66,6 -6,3%

Spagna 47,2 -5,5% 41,5 -10,0%

Brasile 66,1 427,0% 172,1 367,0%

Cile 145,4 11,3% 253,1 25,6%

Colombia 50,0 69,1% 113,3 126,0%


Andamento dei prezzi nei principali mercati

Centesimi di euro/kWh

2012 2011 2012-2011

Mercato finale (residenziale): (1)

Italia 14,9 14,0 6,4%

Francia 9,9 9,9 -

Portogallo 11,1 10,2 8,8%

Romania 7,9 8,5 -7,1%

Spagna 14,7 16,0 -8,1%

Mercato finale (industriale): (2)

Italia 13,2 11,5 14,8%

Francia 8,1 7,2 12,5%

Portogallo 10,5 9,0 16,7%

Romania 8,3 8,0 3,8%

Spagna 11,5 10,8 6,5%

(1) Prezzo semestrale al netto delle imposte - consumo annuo compreso tra 2.500 kWh e 5.000 kWh.(2) Prezzo semestrale al netto delle imposte - consumo annuo compreso tra 500 MWh e 2.000 MWh.Fonte: Eurostat.

Andamento dei prezzi di vendita di energia elettrica in Italia

I trim. II trim. III trim. IV trim. I trim. II trim. III trim. IV trim.

2012 2011

Borsa dell’energia elettrica - PUN IPEX (euro/MWh) 81,4 73,5 81,5 65,6 66,5 68,3 75,2 78,8

Utente domestico con consumo annuo di 2.700 kWh (centesimi di euro/kWh):

prezzo al lordo delle imposte 17,3 19,1 19,1 19,4 15,6 16,2 16,5 16,5

Fonte: GME (Gestore dei Mercati Energetici); Autorità per l’energia elettrica e il gas.

I prezzi di vendita dell’energia elettrica in Italia evidenziano

nel 2012 un incremento del 4,6% del prezzo medio unico

nazionale sulla Borsa dell’energia elettrica rispetto al 2011.

Il prezzo medio annuo (al lordo delle imposte) per l’uten-

za domestica stabilito dall’Autorità per l’energia elettrica

e il gas registra nel 2012 un incremento del 15,6%, preva-

lentemente per effetto della componente A3, a copertura

dei costi per l’incentivazione delle fonti rinnovabili.

ItaliaProduzione e domanda di energia elettrica in Italia

Milioni di kWh

2012 2011 2012-2011

Produzione netta:

- termoelettrica 204.796 218.486 (13.690) -6,3%

- idroelettrica 43.322 47.202 (3.880) -8,2%

- eolica 13.119 9.775 3.344 34,2%

- geotermoelettrica 5.238 5.315 (77) -1,4%

- fotovoltaica 18.323 10.668 7.655 71,8%

Totale produzione netta 284.798 291.446 (6.648) -2,3%

Importazioni nette 43.088 45.733 (2.645) -5,8%

Energia immessa in rete 327.886 337.179 (9.293) -2,8%

Consumi per pompaggi (2.627) (2.539) (88) -3,5%

Energia richiesta sulla rete 325.259 334.640 (9.381) -2,8%

Fonte: dati Terna - Rete Elettrica Nazionale (Rapporto mensile - consuntivo dicembre 2012).

35

L’energia richiesta in Italia nel 2012 registra un decremen-

to (-2,8%) rispetto al valore registrato nel 2011, attestan-

dosi a 325,3 TWh. L’energia richiesta è stata soddisfatta

per l’86,8% dalla produzione netta nazionale destinata al

consumo (86,3% nel 2011) e per il restante 13,2% dalle

importazioni nette (13,7% nel 2011).

Le importazioni nette nel 2012 registrano un decremento

di 2,6 TWh, per effetto essenzialmente del differenziale

dei prezzi dell’energia elettrica nei Paesi esteri rispetto al

mercato italiano.

La produzione netta nel 2012 registra un decremento del

2,3% (-6,6 TWh), attestandosi a 284,8 TWh. In particolare,

la riduzione dell’energia elettrica generata da fonte idro-

elettrica (-3,9 TWh), a seguito delle più sfavorevoli condi-

zioni di idraulicità, è stata più che compensata dall’incre-

mento della produzione da fonte fotovoltaica (+7,7 TWh)

e da fonte eolica (+3,3 TWh). Tali fattori, associati al sopra

citato decremento della domanda di energia elettrica,

hanno comportato una riduzione della generazione da

fonte termoelettrica per 13,7 TWh.

Con particolare riferimento al trend di settore si evidenzia

come nel 2012 la capacità installata da fonte rinnovabi-

le in Italia sia stimata in crescita di circa 6 GW rispetto al

2011, attestandosi a circa 47 GW, come evidenziato nel

grafico sottostante.

Evoluzione della capacità installata da fonte rinnovabile (GW)

2010 2011 2012 stimato

30

41

47

Fonte: Enerdata; elaborazioni su dati GSE (Gestore dei Servizi Energetici) ed EWEA per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

Aspetti normativi e tariffari

Con la direttiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo e

del Consiglio del 23 aprile 2009 l’Unione Europea ha ap-

provato il pacchetto europeo “clima-energia”, conosciuto

anche come strategia “20-20-20”, la quale prevede entro

il 2020:

> una riduzione delle emissioni di gas serra pari al 20%

(obiettivo vincolante);

> il 20% del consumo energetico totale europeo genera-

to da fonti rinnovabili (obiettivo vincolante);

> un incremento dell’efficienza energetica pari al 20%

(obiettivo non vincolante).

Tutti gli Stati Membri, a norma dell’art. 4, paragrafo 1 del-

la stessa direttiva, sono tenuti a fissare obiettivi nazionali

vincolanti per il perseguimento degli obiettivi sovra citati.

L’Italia, in particolare, è tenuta a coprire il 17% dei consu-

mi finali di energia mediante fonti rinnovabili.

A oggi, con riferimento all’Italia, l’obiettivo 20-20-20 per il

settore elettrico, declinato nel documento Piano di Azione

Nazionale (PAN) del luglio 2010, può già definirsi perse-

guito, con un anticipo di otto anni.

Recenti indicazioni in merito all’attuazione degli obiettivi

di sviluppo delle fonti rinnovabili sono contenuti nel docu-

mento La nuova Strategia Energetica Nazionale per un’e-

nergia più competitiva e sostenibile (SEN), emanato il 16

ottobre 2012 dal Governo dando il via alla consultazione

pubblica (scaduta il 30 novembre 2012).

La SEN prevede quattro obiettivi chiave per il settore ener-

getico:


1. ridurre significativamente il gap di costo dell’energia

per i consumatori e le imprese, con un allineamento ai

prezzi e costi dell’energia europei;

2. raggiungere e superare gli obiettivi ambientali di de-

carbonizzazione definiti dal pacchetto europeo Clima-

Energia 2020;

3. continuare a migliorare la nostra sicurezza e indipen-

denza di approvvigionamento;

4. favorire la crescita economica sostenibile attraverso lo

sviluppo del settore energetico.

Per il raggiungimento di questi obiettivi, la SEN propone al

contempo sette priorità d’azione:

1. incrementare l’efficienza energetica, risparmiando il

24% dei consumi rispetto all’andamento inerziale al

2020 (quindi oltre gli obiettivi del 20% indicati dall’UE);

2. incrementare la competitività del mercato del gas e

fare dell’Italia il principale hub sud-europeo del gas;

3. favorire lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili

fino al 20% dei consumi finali lordi (oltre l’obiettivo UE

del 17%) e, per quanto riguarda il segmento elettrico,

fino al 38%, contro il 26% previsto nel Piano d’Azione

Nazionale Energie Rinnovabili;

4. favorire lo sviluppo delle infrastrutture e del mercato

elettrico, al duplice fine di integrare sia il mercato italiano

nel mercato europeo sia le fonti rinnovabili nel mercato;

5. favorire una ristrutturazione del settore della raffinazio-

ne e distribuzione dei carburanti che porti a un assetto

più competitivo e tecnologicamente più avanzato;

6. favorire la ripresa di una produzione sostenibile di idro-

carburi nazionali, sulla base delle riserve di gas e petro-

lio presenti nel nostro Paese;

7. modernizzare il sistema di governance, che ha oggi pro-

cedure e tempi molto più lunghi e farraginosi di quelli

degli altri Paesi.

Per ognuna delle priorità il documento individua obiettivi,

punti di partenza e principali iniziative che verranno intra-

prese.

Il quadro regolatorio di supporto alle energie rinnovabili

in Italia è caratterizzato da una molteplicità di meccanismi

remunerativi.

Con riferimento alla tecnologia eolica, geotermica e a bio-

masse, il sistema di incentivazione prevede:

> per gli impianti entrati in esercizio entro il 2012,

ai sensi di quanto previsto dal decreto legislativo

28/2011, l’applicazione del meccanismo dei certifica-

ti verdi (CV), titoli negoziabili emessi dal Gestore dei

Servizi Energetici in misura proporzionale all’energia

prodotta da un impianto qualificato come alimenta-

to da fonte rinnovabile, valido fino all’anno 2015. Per

gli impianti in possesso del titolo autorizzativo e che

entrano in esercizio entro il 30 aprile 2013 (30 giugno

2013 per gli impianti alimentati da rifiuti biodegrada-

bili) è comunque prevista la possibilità di accedere ai

CV con una riduzione del 3% al mese a partire da gen-

naio 2013;

> per gli impianti che entreranno in produzione dopo il

1° gennaio 2013, ai sensi di quanto previsto dal decre-

to ministeriale “FER elettriche” (6 luglio 2012), l’appli-

cazione di un meccanismo basato su aste competitive

al ribasso o tariffe feed-in, in funzione della capacità

installata e della tecnologia.

I meccanismi di incentivazione sopra riportati termine-

ranno al raggiungimento di un costo indicativo cumulato

annuo degli incentivi di 5,8 miliardi di euro. Al 31 dicem-

bre 2012 il costo indicativo cumulato annuo è di circa 3,7

miliardi di euro.

Con riferimento alla tecnologia solare, il sistema di incen-

tivazione prevede:

> per gli impianti entrati in esercizio precedentemente

al 27 agosto 2012, l’applicazione, in funzione della

data di entrata in produzione dei singoli impianti, dei

Conti Energia I (19 settembre 2005 - 12 aprile 2007), II

(13 aprile 2007 - 31 dicembre 2010) (1), III (1° gennaio

2011 - 31 maggio 2011), e IV (1° giugno 2011 - 26

agosto 2012), basati su un sistema feed-in premium

(tariffa incentivante cumulativa rispetto al prezzo zo-

nale orario);

> per gli impianti entrati in produzione dopo il 27 agosto

2012, l’applicazione del decreto ministeriale “V Conto

Energia” (5 luglio 2012), il quale prevede, tra l’altro, il

passaggio da un sistema feed-in premium a uno feed-

in tariff (tariffa onnicomprensiva), cui può aggiungersi

una tariffa premio per l’autoconsumo. Il meccanismo

di incentivazione terminerà 30 giorni dopo il raggiun-

gimento di un costo indicativo cumulato annuo degli

incentivi di 6,7 miliardi di euro. A gennaio 2013 il co-

(1) La legge 13 agosto 2010, n.129 (c.d. “Salva Alcoa”) ha di fatto prolungato al 30 giugno 2011 il periodo di applicazione del III Conto Energia per gli impianti instal-lati entro il 31 dicembre 2010.

37

sto indicativo cumulato annuo è di circa 6,5 miliardi di

euro.

La delibera n. 281/2012/R/efr dell’Autorità per l’energia

elettrica e il gas (AEEG) ha introdotto una profonda revi-

sione del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica

per le unità di produzione da fonti rinnovabili non pro-

grammabili.

Nello specifico ha esteso, a partire dal 1° gennaio 2013,

anche agli impianti esistenti, l’applicazione dei corrispet-

tivi di sbilanciamento previsti per le unità non abilitate

alle fonti rinnovabili non programmabili, al netto di una

franchigia che sarà pari al 20% del programma vincolante

modificato e corretto di immissione nei primi sei mesi e al

10% a partire dal 1° luglio 2013. La stessa delibera ha inol-

tre abolito il premio alla corretta programmazione.

Con la delibera n. 84/2012/R/eel (così come modificata

dalle delibere nn. 165/2012/R/eel e 344/2012/R/eel),

l’AEEG, a fronte del rapido e notevole incremento della

produzione da generazione distribuita e in particolare da

fonte rinnovabile fotovoltaica, ha approvato alcune dispo-

sizioni atte a garantire la continuità della gestione in sicu-

rezza del sistema elettrico nazionale.

In particolare, per tutte le tipologie di impianti caratteriz-

zati da produzione intermittente e non programmabile,

l’AEEG ha imposto l’adozione di specifici dispositivi elet-

trici e regole tecniche di funzionamento. La nuova regola-

zione riguarda tutti gli impianti connessi alle reti in media

e bassa tensione. Gli impianti esistenti devono adeguarsi

entro il 31 marzo 2013 alle previsioni della delibera.

L’AEEG ha, inoltre, emanato la delibera n. 570/2012 “Te-

sto integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-

economiche per l’erogazione del servizio di scambio sul

posto: condizioni per l’anno 2013”, con la quale ha defi-

nito la nuova regolazione dello scambio sul posto, dando

attuazione alle disposizioni previste dal decreto ministe-

riale 6 luglio 2012. La nuova regolazione trova applica-

zione dal 1° gennaio 2013 e tra i principali cambiamenti

si evidenzia:

> l’eliminazione dell’invio di dati informativi relativi alle

singole bollette, con la conseguenza di non prevedere

più il coinvolgimento delle società di vendita;

> la standardizzazione del corrispettivo unitario di scam-

bio forfetario;

> che tra le componenti che vengono rimborsate al pro-

duttore, oltre alle componenti legate alle reti, ci sono

ancora gli oneri generali di sistema (sarà poi previsto

un tetto massimo al rimborso con successivo provvedi-

mento).

SpagnaProduzione e domanda di energia elettrica nel mercato peninsulare

Milioni di kWh

2012 2011 2012-2011

Produzione lorda regime ordinario:

- termoelettrica 93.314 94.223 (909) -1,0%

- nucleare 61.470 57.731 3.739 6,5%

- idroelettrica 19.455 27.571 (8.116) -29,4%

Totale produzione lorda regime ordinario 174.239 179.525 (5.286) -2,9%

Consumi servizi ausiliari (7.888) (7.247) (641) -8,8%

Produzione regime speciale 102.428 92.401 10.027 10,9%

Produzione netta 268.779 264.679 4.100 1,5%

Esportazioni nette (1) (11.770) (6.091) (5.679) -83,9%

Consumi per pompaggi (5.023) (3.215) (1.808) -56,2%

Energia richiesta sulla rete 251.986 255.373 (3.387) -1,3%

(1) Include il saldo di interscambio con il sistema extrapeninsulare.Fonte: dati Red Eléctrica de España (Balance eléctrico diario Peninsular - consuntivo dicembre 2012). I volumi del 2011 sono aggiornati al 3 dicembre 2012.

L’energia richiesta nel mercato peninsulare nel 2012 ri-

sulta in diminuzione (-1,3%) rispetto al valore registrato

nel 2011, attestandosi a 252,0 TWh. Tale richiesta è stata

interamente soddisfatta dalla produzione netta nazionale

destinata al consumo.


Le esportazioni nette nel 2012 risultano in aumento

(+83,9%) rispetto ai valori registrati nell’esercizio 2011.

La produzione netta nel 2012 è in aumento dell’1,5% (+4,1

TWh) a seguito sostanzialmente della maggiore produzio-

ne da fonte nucleare (+6,5%), nonché dell’incremento

della produzione in regime speciale (+10,9%). Tali effetti

sono stati solo parzialmente compensati dalla minore pro-

duzione idroelettrica (-29,4%), dovuta alle peggiori condi-

zioni di idraulicità rispetto al precedente esercizio.

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato extrapeninsulare

Milioni di kWh

2012 2011 2012-2011

Produzione lorda regime ordinario:

- termoelettrica 14.399 14.916 (517) -3,5%

Totale produzione lorda regime ordinario 14.399 14.916 (517) -3,5%

Consumi servizi ausiliari (850) (882) 32 3,6%

Produzione regime speciale 1.044 996 48 4,8%

Produzione netta 14.593 15.030 (437) -2,9%

Importazioni nette 570 - 570 -

Energia richiesta sulla rete 15.163 15.030 133 0,9%

Fonte: dati Red Eléctrica de España (Balance eléctrico diario Extrapeninsulares - consuntivo dicembre 2012).

L’energia richiesta nel mercato extrapeninsulare nel 2012

risulta in aumento (+0,9%) rispetto al valore registrato nel

2011, attestandosi a 15,2 TWh. Tale richiesta è stata quasi

interamente soddisfatta dalla produzione netta destinata

al consumo.

Le importazioni nette nel 2012 si attestano a 0,6 TWh e

sono relative all’interscambio con la penisola iberica.

La produzione netta nel 2012 è in diminuzione del 2,9%

(-0,4 TWh) a seguito della minore produzione termoelet-

trica (-3,5%), solo parzialmente compensata dalla mag-

giore produzione in regime speciale.

In Spagna il settore delle rinnovabili ha registrato negli ul-

timi anni una crescita significativa evidenziando un incre-

mento dei consumi di energia primaria da fonti rinnovabili

sul totale.

L’11 novembre 2011 il Governo spagnolo ha approva-

to il nuovo Renewable Energy Plan relativo al periodo

2011-2020 (REP 2011-2020), in cui viene stabilito il piano

di sviluppo per il settore delle energie rinnovabili. Il REP

2011-2020 fissa specifiche misure da attuare per il rag-

giungimento dell’obiettivo posto in essere dalla direttiva

dell’Unione Europea 2009/28/CE del 20% di consumo to-

tale di energia da fonti rinnovabili entro il 2020, termine

entro il quale il Governo prevede in particolare di raggiun-

gere i 64 GW di capacità installata, prevalentemente at-

traverso lo sviluppo dell’eolico e del solare. Il documento

contiene specifici target in termini di capacità e produzio-

ne per ogni tecnologia:

> eolico: 35,7 GW di capacità entro il 2020;

> idroelettrico: 13,9 GW di capacità entro il 2020;

> geotermico: 0,05 GW di capacità entro il 2020;

> solare (fotovoltaico e Concentrated Solar Power - CSP):

12 GW di capacità entro il 2020;

> marino: 0,1 GW di capacità entro il 2020;

> biomassa (biomassa solida, waste e biogas): 1,9 GW di

capacità entro il 2020.

La capacità installata da fonte rinnovabile ha registrato

nel 2012 un incremento pari all’8% rispetto al 2011, at-

testandosi a circa 48 GW, come evidenziato nel grafico

seguente.

39


2010 2011 2012 stimato

4244

48

Fonte: Enerdata, REE/PANER, elaborazioni su EER, EWEA, BNEF, EPIA per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

Con specifico riguardo al settore eolico, il mercato spa-

gnolo rappresenta il secondo Paese europeo (dopo la Ger-

mania), con circa 23 GW di capacità installata al 2012, la

maggior parte dei quali nella regione di Castilla y León. La

base installata eolica è cresciuta, nell’ultimo anno, di circa

il 5% e rappresenta, al 2012, circa il 48% della capacità

installata rinnovabile totale.

Evoluzione della capacità installata eolica (GW)

2010 2011 2012

2122

23

Fonte: Enerdata, EWEA.


Nel corso del 2012 lo sviluppo di nuovi impianti rinnova-

bili in Spagna si è concretizzato nella costruzione di parchi

eolici e di centrali solari termodinamiche, precedente-

mente iscritti nel registro di “pre-assegnazione” negli anni

2009-2010, ma non ancora entrati in esercizio.

Tale registro di “pre-assegnazione” è stato introdotto con

la pubblicazione della delibera della Segreteria dello Stato

dell’Energia del 19 novembre 2009, che ha individuato le

regole per la presentazione di progetti da iscrivere nel re-

gistro (come previsto dal Regio Decreto Legge del 30 apri-


le 2009, n. 6), iscrizione necessaria al fine di accedere alle

tariffe del Regio Decreto 661/2007.

Il Regio Decreto del 7 dicembre 2010, n. 1614 ha discipli-

nato e modificato alcuni aspetti concernenti l’attività di

produzione di energia elettrica, soprattutto in merito a

impianti solari, termoelettrici ed eolici, introducendo in

particolare i seguenti cambiamenti:

> per gli impianti eolici incentivati dal Regio Decreto

661/2007, ha previsto una riduzione tra il 2011 e il

2012 del 35% dei premi di riferimento. Tali premi ver-

ranno recuperati nel corso del 2013;

> per tutti gli impianti eolici, ha disposto una limitazione

del numero massimo di ore equivalenti di produzione

incentivata e venduta al prezzo di mercato all’ingrosso

(2.589 ore/anno) nel caso si fosse raggiunta una media

di ore superiore a 2.350 ore/anno.

Inoltre, il 2012 si è caratterizzato per una politica energe-

tica focalizzata principalmente sulla necessità di risolvere

il problema del “deficit tariffario”, che all’inizio dell’anno

ammontava a circa 24.000 milioni di euro. A tal fine è sta-

to pubblicato il Regio Decreto Legge 1/2012, con il quale

sono stati, da una parte, sospesi i procedimenti di “pre-as-

segnazione” e, dall’altra, soppressi gli incentivi economici

per le nuove installazioni da energie rinnovabili, che non

risultavano iscritte nel registro prima della data di entrata

in vigore del decreto.

Il Regio Decreto Legge del 30 marzo 2012, n. 13, con il

quale la Spagna ha recepito varie direttive europee in ma-

teria di mercato dell’elettricità e del gas, ha introdotto una

serie di misure con l’obiettivo di contribuire al raggiungi-

mento dei ricavi necessari per coprire i costi del sistema

elettrico, tra cui una riduzione della retribuzione per le at-

tività di distribuzione e trasporto dell’energia elettrica; per

completare il quadro, l’Orden IET/843/2012 ha previsto

anche una revisione delle tariffe per i consumatori finali a

partire dal 1° aprile 2013.

Nel mese di settembre 2012, il Governo ha presentato

un progetto di legge per la sostenibilità energetica, con

l’intento fondamentale di stabilire o modificare le impo-

ste in materia. Il progetto di legge è stato convertito con

legge del 27 dicembre 2012, n.15, “Misure fiscali per la so-

stenibilità energetica”, ed è entrato in vigore il 1° gennaio

2013. Le principali misure introdotte sono:

> la previsione di una tassa del 7% sull’energia elettrica

prodotta da qualsiasi tipo di tecnologia;

> l’istituzione di tasse sulla produzione del combustibile

nucleare consumato e su quello residuo, nonché sulla

conservazione delle precedenti centrali nucleari;

> l’introduzione di un canone del 22% per l’utilizzo delle

acque per la produzione di energia elettrica (ridotto del

90% per le installazioni di potenza inferiore a 50 MW);

> per la tecnologia solare termodinamica, la non incen-

tivazione dell’energia prodotta mediante combustibili

non rinnovabili, come supporto al funzionamento nor-

male degli impianti.

Tutti i ricavi ottenuti dall’introduzione delle suddette mi-

sure e dalle aste per la CO2 sono destinati a coprire i costi

del sistema elettrico con l’obiettivo di raggiungere il pa-

reggio di bilancio ed evitare che si produca un ulteriore

deficit nel 2013.

L’ultimo cambiamento regolatorio dell’anno 2012 si è

avuto con il Regio Decreto Legge del 28 dicembre 2012

n. 29, che ha introdotto alcune misure urgenti relative al

settore elettrico; la più significativa è stata la modifica alla

legge 54/1997, con cui si è eliminato l’obbligo di raggiun-

gere un deficit tariffario pari allo zero nel 2013 e si è dispo-

sto di accollare allo Stato per l’anno 2013 una serie di costi

per ridurre il deficit per il 2012.

I produttori da fonte rinnovabile possono dunque sceglie-

re tra una feed-in tariff (prezzo energia incluso) o il prezzo

di mercato (senza il premium che è stato eliminato con il

Regio Decreto 2/2013).

PortogalloIl Portogallo ha adottato una strategia incentrata sullo

sviluppo delle energie rinnovabili, supportando il setto-

re attraverso misure finanziarie e fiscali. Secondo il Plano

Nacional de Accao para as energias renovaveis ao abrigo

da Directiva 2009/28/CE, più del 40% della produzione e

circa il 20% del consumo finale di elettricità provengono

da fonti rinnovabili ed è previsto il raggiungimento di circa

19 GW di capacità installata al 2020, con il settore idroe-

lettrico ed eolico che presentano i maggiori contributi alla

crescita.

Nel 2012 il Portogallo ha una capacità installata totale pari

a circa 10 GW, con una crescita stimata di circa il 7% rispet-

to al 2011.

41


2010 2011 2012 stimato

8

9

10

Fonte: Enerdata, GWEC, elaborazioni su dati PAN, EWEA, EER ed EPIA per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

Il settore eolico, in particolare, risulta essere quello che

maggiormente ha contribuito alla crescita della capacità

rinnovabile installata in termini percentuali, con un peso

che nel 2012 si stima essere circa il 45% sul totale.


2010 2011 2012

3,7

4,1

4,5



A oggi, i regimi tariffari che si applicano agli impianti eolici

risultano essere principalmente due ed entrambi prevedo-

no l’utilizzo del meccanismo di feed-in tariff.

In particolare:

> Regio Decreto 339-C/2001. Il meccanismo incentivante

è rappresentato da feed-in tariff soggetta ad aggior-

namenti su base mensile e differenziata a seconda

del load factor dell’impianto (in particolare, maggiore

il load factor, minore l’incentivo). Si evidenzia inoltre

come il 28 febbraio 2013 sia stato pubblicato un decre-

to che prevede la possibilità di estendere per 5-7 anni la

durata degli incentivi (dopo la loro naturale scadenza)

a fronte del pagamento di 5.000 o 5.800 euro/MW per

gli anni fra il 2013 e il 2020 incluso. In particolare, la


remunerazione prevista in tali casi è la seguente:

- prezzo medio dell’energia con un floor di 60 euro/MWh

e senza cap;

- prezzo medio dell’energia con un floor di 74 euro/MWh

e un cap di 90 euro/MWh;

> Regio Decreto 33A/2005. Tale decreto prevede anch’es-

so un meccanismo incentivante basato su feed-in tariff

con aggiornamenti su base mensile. In particolare, gli

impianti sono tenuti a partecipare a un’asta al ribasso

al fine di poter usufruire degli incentivi.

Grecia La Grecia, in ottemperanza agli obiettivi concordati con il

recepimento della normativa comunitaria, ha posto l’ac-

cento sullo sviluppo dell’energia prodotta da fonti rinno-

vabili. Attraverso la legge 3851/2010, “Accelerating the

development of Renewable Energy Sources to deal with

climate change and other regulations addressing issues

under the authority of the Ministry of Environment, Energy

and Climate Change”, la Grecia punta infatti a incrementa-

re l’attuale quota di energia pulita fino a circa il 40% della

produzione totale di elettricità entro il 2020. L’obiettivo si

stima possa essere raggiunto attraverso un efficiente mix

di misure fiscali, finanziarie e tecniche tra cui la revisione

del sistema delle feed-in tariff, la semplificazione delle

procedure di licensing e l’abbattimento delle barriere per

l’attuazione di progetti rinnovabili a livello locale.

Nel Piano di Azione Nazionale “National Renewable Ener-

gy Action Plan in the scope of Directive 2009/28/EC”, fina-

lizzato all’attuazione della direttiva dell’Unione Europea

2009/28/CE, la Grecia ha stimato che la capacità installata

totale da fonti rinnovabili possa attestarsi nel 2020 a 13

GW, con i maggiori contributi provenienti, rispettivamen-

te, dal settore eolico e solare.

Negli ultimi anni la Grecia ha registrato una crescita della

capacità rinnovabile installata che, nel 2012, si stima ab-

bia raggiunto circa 6 GW, in aumento del 26% rispetto al

2011.


2010 2011 2012 stimato

4

5

6

Fonte: Enerdata, elaborazioni su dati Enerdata, EWEA ed EPIA per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

Il settore eolico, in particolare, registra una crescita piutto-

sto regolare lungo tutto il periodo di riferimento, attestan-

dosi nel 2012 a circa 1,7 GW, sostanzialmente in linea con

l’anno precedente.

43


2010 2011 2012

1,3

1,6

1,7


Aspetti normativi e tariffariNel meccanismo di incentivazione greco prevale il sistema

della feed-in tariff differenziato per fonte. I livelli tariffari

per tutte le fonti sono indicizzati annualmente al 50% del

CPI (Consumer Price Index), a eccezione del fotovoltaico

per il quale sono indicizzati al 25% del CPI greco. Gli incen-

tivi sono assegnati tramite un contratto di lungo termine

della durata di 20 anni per tutte le fonti, a eccezione degli

impianti fotovoltaici su tetto con potenza inferiore a 10

kW, della durata di 25 anni. Le fonti che non usufruiscono

di sistemi di supporto agli investimenti (locali o europei)

beneficeranno di un aumento della tariffa del 15-20% a

eccezione della fonte solare.

A partire dall’agosto 2012 sono sospese le autorizzazioni

per nuovi impianti fotovoltaici (esclusi gli impianti su tetto).

Nel novembre 2012 è stata introdotta una nuova tassa sui

ricavi degli impianti esistenti di produzione da rinnovabi-

le, pari al 10% per tutte le tecnologie rinnovabili e al 25-

30% per il fotovoltaico. La tassa ha carattere temporaneo

(luglio 2012 - luglio 2014) ma può essere estesa per un

ulteriore anno.

RomaniaLa Romania, attraverso il meccanismo dei certificati verdi,

ha ampiamente favorito lo sviluppo delle energie rinno-

vabili negli ultimi anni. Secondo il “Piano di Azione Nazio-

nale per l’Energia Rinnovabile” (NREAP), finalizzato all’at-

tuazione della direttiva dell’Unione Europea 2009/28/CE,

il Governo rumeno prevede di raggiungere circa 12,6 GW

di capacità installata da fonti rinnovabili entro il 2020, una

base che contribuirà a sostenere il consumo lordo di elet-

tricità del Paese per il 38,2%.

Si stima che la Romania abbia registrato una crescita di

circa il 13% della propria capacità installata da fonti rin-

novabili durante il 2012, attestandosi a circa 8 GW, come

evidenziato nel grafico sottostante.


2010 2011 2012 stimato

6,8

7,4

8,3

Fonte: Enerdata; elaborazioni su dati NREAP, EWEA, BNEF per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.


Tale sviluppo è attribuibile prevalentemente alla tecno-

logia eolica: solo nell’ultimo anno la capacità installata

eolica è aumentata del 93%, attestandosi a circa 2 GW

nel 2012. Tale capacità è situata prevalentemente nella

regione di Dobrogea, che affaccia sul Mar Nero e presen-

ta una morfologia geografica particolarmente favorevole

essendo pianeggiante e non densamente popolata. Altre

regioni con un potenziale significativo di sviluppo risulta-

no essere Banat e Moldavia rumena.


2010 2011 2012

0,5

1

2



In Romania la principale forma di incentivazione per tutte

le fonti rinnovabili è il sistema dei certificati verdi (CV), a

eccezione degli impianti idroelettrici con potenza supe-

riore a 10 MW, i quali non accedono a nessuno schema in-

centivante. I venditori hanno l’obbligo di acquistare ogni

anno una determinata quota di fonte rinnovabile tramite

l’acquisto di CV – sulla base di obiettivi annuali stabiliti

dalla legge – come quote di produzione lorda da rinnova-

bile (8,3% al 2010, fino al 20% al 2020). L’Autorità rume-

na pubblica annualmente la quota obbligatoria ricalcola-

ta al fine di equilibrare la domanda e l’offerta. Il valore

dei certificati varia sulla base di coefficienti moltiplicativi

differenziati per fonte. In particolare, 2 CV per ogni MWh

di produzione da biomassa, geotermica ed eolica fino al

2017 (dopo il 2017 1 CV), 6 CV per ogni MWh di produzio-

ne fotovoltaica, 3 CV per ogni MWh di produzione idroe-

lettrica per impianti di nuova costruzione.

Il prezzo dei CV è definito per legge in un intervallo tra un

valore minimo e un valore massimo (cap & floor). In caso

di inadempimento, i venditori sono soggetti a una penale.

È prevista la possibilità di ridefinire il numero di CV asse-

gnati nel caso sia verificata una “overcompensation” degli

impianti. La revisione non può essere introdotta prima del

2015 (e del 2014 per il fotovoltaico).

Stati UnitiNegli Stati Uniti, l’utilizzo delle energie rinnovabili è sup-

portato da specifiche misure a livello federale e statale ed

è in continuo sviluppo. Il sistema dei Renewable Portfolio

Standard – normative in base alle quali viene richiesto che

una data percentuale di elettricità venga prodotta da fonti

rinnovabili – è, a oggi, diffuso in 29 Stati più il District of

Columbia.

Secondo il World Energy Outlook 2012, la capacità instal-

lata da fonti rinnovabili subirà un forte incremento, atte-

standosi sui 258 GW nel 2020 (1). I maggiori contributi alla

crescita sono ascrivibili principalmente ai mercati del sola-

re fotovoltaico e dell’eolico.

(1) Include pompaggi puri.

45

Gli Stati Uniti, al 2012, presentano una capacità installata

totale stimata pari a 161 GW, in aumento di circa il 12%

rispetto all’anno precedente. Tale significativo incremen-

to è da ascrivere principalmente allo sviluppo del settore

eolico.


2010 2011 2012 stimato

135144

161

Fonte: Enerdata, IEA, Seia, BNEF, elaborazioni su dati EIA, GWEC, EPIA, REN21, BNEF, IEA per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

Come detto, il settore eolico risulta essere la fonte rinnova-

bile che più di tutte ha incrementato il proprio contributo

in termini percentuali rispetto al totale della capacità in-

stallata, passando dal 32,6% del 2011 al 37,4% del 2012.

In termini di crescita assoluta, il settore eolico si conferma

ancora come la fonte rinnovabile più dinamica, passando

da 47 GW nel 2011 a 60 GW nel 2012.


2010 2011 2012 stimato

40

47

60

Fonte: Enerdata, elaborazioni su dati GWEC per l’anno 2012.

La crescita del settore eolico è accompagnata da un paral-

lelo sviluppo a livello geografico. Secondo il Global Wind

Energy Outlook 2012, gli Stati che già dispongono di ca-

pacità installata eolica risultano essere 38 nel 2011, 31 dei

quali hanno aumentato la propria dotazione nello stesso

anno. I più attivi nel settore sono gli Stati del Texas, della

California, del Kansas, dell’Oklahoma e dell’Illinois.



Il sistema statunitense prevede un duplice livello di incen-

tivazione delle fonti rinnovabili:

> a livello federale il principale meccanismo di incentiva-

zione è costituito da incentivi fiscali alla produzione e

all’investimento (Production Tax Credit e Investment Tax

Credit). A gennaio 2013 la scadenza della Production

Tax Credit è stata prolungata e la costruzione degli im-

pianti, ai fini della loro qualificabilità, deve cominciare

entro il 31 dicembre 2013;

> a livello statale, oltre a eventuali specifici incentivi fiscali

statali, vige un sistema di Renewable Portfolio Standard

(RPS) caratterizzato da quote obbligatorie in capo alle

utility con obiettivi differenziati per ciascuno Stato. La

maggior parte degli Stati ha adottato sistemi di certifi-

cazione scambiabili sul mercato.

CanadaIl Canada è, al 2011, uno dei principali Paesi al mondo in

termini di capacità installata da fonti rinnovabili, grazie al

contributo prevalente della tecnologia idroelettrica. Lo

sviluppo delle rinnovabili è accompagnato principalmente

da una serie di obiettivi volontari o vincolanti adottati da

alcune province (Manitoba, New Brunswick, Ontario,

Quebec e Nova Scotia). Inoltre, le province del Quebec e

dell’Alberta stanno altresì adottando regolamentazioni in

tema di emissioni di gas a effetto serra.

Nel 2012 la base installata da fonte rinnovabile è cresciuta

di circa 1 GW, attestandosi a circa 83 GW, di cui circa il 90%

derivante da fonte idroelettrica.


2010 2011 2012 stimato

80 82 83

Fonte: Enerdata, elaborazioni su dati REN21, GWEC, EPIA ed EER 2011 per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

La tecnologia che ha registrato la crescita maggiore du-

rante il 2012 è stata quella eolica, la cui capacità installa-

ta si stima abbia raggiunto nel 2012 circa 6 GW. Le pro-

vince con maggiore capacità eolica addizionale installata

nel corso del 2012 risultano essere Quebec, Ontario e

Alberta.

47


2010 2011 2012 stimato

4

5

6



A livello federale non esistono al momento incentivi per le

energie rinnovabili, a seguito della scadenza del program-

ma ecoEnergy for Renewable Power nel 2011. Tuttavia, a

settembre 2012 sono state pubblicate nuove regolamen-

tazioni federali al fine di ridurre le emissioni di gas a effet-

to serra. In particolare, tali regolamentazioni prevedono

l’applicazione di performance standard per i nuovi impian-

ti a carbone che entreranno in vigore a partire da luglio

2015.

Ciò detto, va ricordato altresì come a livello nazionale viga

già un obiettivo di riduzione, entro il 2020, dell’emissione

di gas a effetto serra del 17% al di sotto del livello registra-

to nel 2005.

In termini di produzione di energia da fonte rinnovabile, si

evidenzia invece come solo alcune province abbiano fissa-

to obiettivi vincolanti e supportino lo sviluppo energetico

in maniera differente. È il caso dell’Ontario, che ha favorito

la crescita dell’energia prodotta da fonti rinnovabili attra-

verso il meccanismo delle feed-in tariff.

Infine, nell’agosto 2012, la regolamentazione ha subíto

importanti modifiche strutturali, tra le quali si evidenzia-

no:

> una riduzione dei prezzi per il settore solare (da 44,3

cents/kWh a 35-34,7 cents/kWh) ed eolico (da 13,5

cents/kWh a 11,5 cents/kWh);

> una semplificazione del processo e la creazione di quo-

te al fine di favorire la partecipazione da parte delle co-

munità locali;

> l’introduzione della tempistica per le nuove application

nel primo quadrimestre 2013.

MessicoIl Governo messicano si è di recente attivato per lo svilup-

po di un quadro regolatorio in supporto alle energie rin-

novabili. Il 5 giugno 2012 il presidente Felipe Calderón ha

posto la firma sul decreto attuativo della “Ley general de

cambio climático”, un testo che contiene target di riduzio-

ne delle emissioni di gas serra e di quota di produzione da

fonti ‘pulite’. In particolare, il Governo messicano si pone

l’obiettivo di ridurre le emissioni del 30% al 2020 e di ge-

nerare il 35% di elettricità da fonti ‘pulite’ entro il 2024.

Si stima che la capacità installata rinnovabile abbia regi-

strato nel 2012 un incremento pari a circa il 3% rispetto al

2011, attestandosi a circa 14 GW.



2010 2011 2012 stimato

13,513,8

14,3

Fonte: Enerdata, elaborazioni su dati Sener, BNEF, ENE per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

La tecnologia eolica è quella che ha contribuito maggior-

mente alla crescita complessiva della capacità installata

rinnovabile nell’ultimo anno. Al 2012, come evidenziato

nel grafico sottostante, si stima che la base installata eoli-

ca si attesti a circa 1,4 GW.


2010 2011 2012 stimato

0,5

0,9

1,4



Nel corso del 2008 è stata pubblicata la legge per la pro-

mozione delle fonti rinnovabili (LAERFTE) con l’obiettivo

di disciplinare l’assetto regolatorio relativo alla transizione

energetica del Paese verso tecnologie ‘pulite’. Gli investi-

tori privati partecipano con riferimento alla loro attività

come IPP (Independent Power Producer - che vendono tut-

ta la loro capacità alla Comisión Federal de Energía attra-

verso meccanismi di asta), self supplier (in caso di autocon-

sumo) e produttori di piccola scala (con capacità installata

minore di 30 MW che vendono la loro capacità tramite ta-

riffe regolate dalla Comisión Federal de Energía). Il 31 otto-

bre 2012 è stata pubblicata la delibera della Autorità per

l’energia (Comisión Reguladora de Energía) che riconosce

agli investitori privati la possibilità di partecipare ad aste

competitive per l’assegnazione di contratti pluriennali di

fornitura di energia relativi a impianti rinnovabili di piccola

taglia (minore di 30 MW).

49

BrasileIl Brasile rappresenta il Paese dell’America Latina con la

maggiore capacità installata da fonti rinnovabili. Al 2012,

secondo il Global Wind Energy Outlook 2012, l’offerta di

energia da fonti rinnovabili in Brasile risulta ancora forte-

mente concentrata sull’idroelettrico (80% del totale), con

il settore eolico e delle biomasse in rapida crescita.

Secondo il World Energy Outlook 2012, la capacità instal-

lata da fonti rinnovabili in Brasile sarà caratterizzata da un

marcato incremento, attestandosi a 126 GW nel 2020 (1).

In particolare, i maggiori contributi alla crescita proverran-

no dal settore idroelettrico (storicamente il più sviluppato)

e da quello eolico (il quale si stima possa crescere espo-

nenzialmente nei prossimi anni).

La capacità installata, nel 2012, è stimata essere pari a 98

GW, in crescita del 5% rispetto al dato dell’anno prece-

dente.


2010 2011 2012 stimato

9093

98

Fonte: Enerdata, elaborazioni su dati ANEEL, GWEC, EPIA per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.

La capacità installata da fonte eolica si attesta nel 2012 a

circa 2,5 GW, in marcata crescita rispetto all’anno prece-

dente (+69,5%). Contestualmente si assiste a una crescita

del contributo della tecnologia eolica sul totale (dall’1,6%

nel 2011 al 2,6% nel 2012).


2010 2011 2012 stimato

0,9

1,5

2,5


(1) Include pompaggi puri.



Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili in Brasi-

le nasce nel 2002 con un sistema feed-in tariff (PROINFA),

per poi armonizzarsi al sistema di vendita dell’energia

convenzionale attraverso meccanismi di asta competiti-

va. Le aste si differenziano tra quelle destinate a impianti

nuovi e quelle destinate a impianti esistenti, e possono es-

sere distinte in:

> Leilão Fontes Alternativas, nelle quali competono tutte

le tecnologie;

> Leilão Energia de Reserva, nelle quali compete una sin-

gola tecnologia. Queste tipologie di aste sono convo-

cate tipicamente per incrementare il margine di riserva

e/o promuovere lo sviluppo di determinate tecnologie

(come il rinnovabile).

Le aste attualmente si differenziano in A-1 (tipicamente

per impianti esistenti), A-3 e A-5, in funzione dell’obbli-

go del produttore a fornire l’energia assegnata dopo uno,

tre o cinque anni. Il meccanismo tipico di svolgimento

dell’asta prevede due fasi: descending clock, in cui l’orga-

nizzatore dell’asta fissa il prezzo di apertura e i produttori

presentano offerte al ribasso; pay as bid, in cui i produttori

rimasti riducono ulteriormente il prezzo fino al punto in

cui l’offerta di energia copre tutta la domanda messa in

asta. Ai vincitori dell’asta sono assegnati contratti di lungo

termine di durata variabile: 15 anni per impianti termoe-

lettrici alimentati a biomassa, 20 anni per impianti eolici e

30 anni per impianti idroelettrici.

Il meccanismo ad asta brasiliano si applica a tutte le fonti

rinnovabili a eccezione dell’idroelettrico con potenza su-

periore a 30 MW.

Il 2012 è stato caratterizzato da alcune importanti decisio-

ni in tema di energia elettrica, e in particolare:

> delibere n. 481 e n. 482 del 17 aprile 2012. Il 17 aprile

2012 l’ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) ha

pubblicato alcune delibere in materia di mini- e micro-

generazione solare per impianti con potenza installata

inferiore a 1 MW. Le delibere prevedono la possibilità

per i clienti/generatori di beneficiare di crediti al con-

sumo di energia attraverso il c.d. “meccanismo del net

metering” che consentirà loro di pagare solo la diffe-

renza tra quanto effettivamente consumato e quanto

prodotto dal proprio impianto solare. Sono inoltre pre-

visti sconti sulle tariffe di distribuzione e trasmissione

pari all’80% per gli impianti in esercizio entro il 31 di-

cembre 2017;

> decreto n. 579. In data 11 aprile 2012 il Presidente della

Repubblica brasiliana ha firmato, e poi ratificato, il de-

creto n. 579 che definisce le condizioni di rinnovo delle

concessioni del settore elettrico in scadenza prima del

2018 e la riduzione di alcune componenti tariffarie di

natura fiscale. Con specifico riferimento alle concessio-

ni idroelettriche, il decreto riconosce ai titolari di con-

cessioni di impianti con potenza superiore a 1 MW la

possibilità di richiederne il rinnovo 60 mesi prima della

scadenza. La scelta da parte dei concessionari titolari di

concessioni in scadenza prima del 2018 è avvenuta nel

mese di ottobre 2012.

Cile A differenza di molti Stati dell’America Latina, il Cile non

presenta un’abbondante dotazione di fonti fossili e prov-

vede al soddisfacimento della domanda interna di energia

principalmente attraverso importazioni. Ciò detto, il Paese

possiede un importante potenziale in termini di energie

rinnovabili, per diverse tecnologie quali idroelettrico, eoli-

co, solare e geotermico; tuttavia, secondo stime del Global

Wind Energy Outlook 2012, queste ammontano al 2012 a

meno dell’1% del mix di energie attualmente disponibile.

Nel febbraio 2012 il Governo cileno ha pubblicato un do-

cumento intitolato “National Energy Strategy 2012-2030”

con l’obiettivo di conseguire importanti risultati in termini

di efficienza energetica riducendo la domanda nazionale

di energia del 12% al 2020, puntando al contempo sullo

sviluppo delle energie rinnovabili.

Come mostra il grafico seguente, al 2012 il Cile presenta

una capacità installata da fonti rinnovabili pari a circa 6

GW, in lieve aumento (2,6%) rispetto al dato dell’anno

precedente.

51


2010 2011 2012 stimato

5,6

6,26,4

Fonte: Enerdata, elaborazioni su dati CNE, EER, REN21, BNEF per l’anno 2012.Nota: esclusi pompaggi puri.


Il Cile, attraverso il meccanismo dei certificati verdi, intro-

dotti nel 2010, ha favorito lo sviluppo delle energie rinno-

vabili.

Il Paese è caratterizzato da un sistema di quote obbligato-

rie in capo a chi ritira l’energia per commercializzarla con

distributori o venditori finali. La legge stabilisce che venga

immessa nel sistema, tra il 2010 e il 2014, una quota pari

al 5% di tutta l’energia contrattualizzata dopo il 31 agosto

2007. Dal 2015 è previsto un aumento dello 0,5% annuo

al fine di raggiungere una quota pari al 10% da fonte rin-

novabile entro il 2024. Il meccanismo attualmente in vigo-

re prevede penalità in caso di non raggiungimento della

quota obbligatoria.

Attualmente è in corso nel Governo cileno il dibattito sul-

la revisione della quota d’obbligo per un aumento di tale

quota dal 10% al 2024 al 20% al 2020. Il CADE, Consejo

Asesor para el Desarrollo Eléctrico, incaricato di analizza-

re il mercato energetico cileno, ha formulato in un report

una proposta di obiettivo di quota rinnovabile pari al 15%

al 2024. La proposta portata in Parlamento del 20% al

2020 è stata recentemente approvata dal Senato ed è at-

tualmente all’esame della Commissione energia della Ca-

mera dei Deputati. Tutte le fonti rinnovabili sono eleggibili

ai fini dell’obbligo. Con specifico riferimento agli impianti

idroelettrici fino a 40 MW, è previsto un fattore di correzio-

ne che riconosce integralmente i primi 20 MW e introduce

un décalage per la quota tra 20 e 40 MW.

Nel corso del 2012 è stata approvata una serie di atti nor-

mativi in materia energetica tra cui:

> legge n. 20.600. Il 28 di giugno 2012 è stata pubblicata

nel Diario Oficial la legge n. 20.600 che ha costituito i

tribunali ambientali. Tali organi giurisdizionali avranno

una competenza speciale in merito alle controversie

ambientali, comportando una diminuzione della con-

flittualità ambientale e garantendo quindi una mag-

giore sicurezza ai progetti di sviluppo infrastrutturale;

> Carretera Eléctrica. Il 30 agosto 2012 il Presidente del

Cile ha firmato il disegno di legge sulla Carretera Eléc-

trica, successivamente presentato in Parlamento il 4

settembre 2012. La proposta definisce i criteri generali

che regoleranno lo sviluppo della rete in termini di ruo-

lo pubblico e coordinamento con il settore privato.


Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo

Definizione degli indicatori di performance

Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo Enel

Green Power (di seguito il “Gruppo”) e di analizzarne la

struttura patrimoniale e finanziaria, sono stati predispo-

sti distinti schemi riclassificati diversi da quelli previsti dai

princípi contabili IFRS-EU adottati dal Gruppo e contenuti

nel bilancio consolidato.

Tali schemi riclassificati contengono indicatori di perfor-

mance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente

dagli schemi del bilancio consolidato e che il management

ritiene utili ai fini del monitoraggio dell’andamento del

Gruppo e rappresentativi dei risultati economici e finan-

ziari prodotti dal business.

Nel seguito sono forniti i criteri utilizzati per la costruzione

di tali indicatori:

Ricavi totali, incluso l’effetto della gestione rischio commo-

dity: determinati quali sommatoria dei “Ricavi” e dei “Pro-

venti/(Oneri) netti da gestione rischio commodity”.

Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della

performance operativa ed è calcolato sommando all’“Utile

operativo” gli “Ammortamenti e perdite di valore”, al netto

della quota capitalizzata.

Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza

tra le “Attività non correnti” e le “Passività non correnti” a

esclusione:

> delle “Attività per imposte anticipate”;

> dei “Crediti finanziari a lungo termine” inclusi nella

voce “Attività finanziarie non correnti”;

> dei “Finanziamenti a lungo termine”;

> del “TFR e altri benefíci ai dipendenti”;

> dei “Fondi rischi e oneri”;

> delle “Passività per imposte differite”.

Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le

“Attività correnti” e le “Passività correnti” a esclusione:

> dei “Titoli” e di altre partite degli “Altri crediti finanziari”

inclusi nella voce “Attività finanziarie correnti”;

> delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;

> dei “Finanziamenti a breve termine” e delle “Quote cor-

renti dei finanziamenti a lungo termine”.

Attività nette possedute per la vendita: definite come som-

ma algebrica delle “Attività possedute per la vendita” e

delle “Passività possedute per la vendita”.

Capitale investito netto: determinato quale somma alge-

brica delle “Attività immobilizzate nette” e del “Capitale

circolante netto”, dei “Fondi diversi”, nonché delle “Attività

nette possedute per la vendita”.

Indebitamento finanziario netto: rappresenta un indica-

tore della struttura finanziaria ed è determinato dai “Fi-

nanziamenti a lungo termine”, dalle quote correnti a essi

riferiti, dai “Finanziamenti a breve termine”, al netto delle

“Disponibilità liquide e mezzi equivalenti” e delle “Attività

finanziarie correnti” e “non correnti” non precedentemen-

te considerate nella definizione degli altri indicatori di per-

formance patrimoniale.

53

Principali variazioni dell’area di consolidamento

2011

Acquisizioni da terzi

Sociedad Eólica de Andalucía (SEA)

A far data dal 31 marzo 2011, data di stipula dell’accordo,

Enel Green Power España ha acquisito il controllo della

società SEA SA e pertanto la stessa risulta consolidata in-

tegralmente.

Con questa acquisizione il Gruppo ha incrementato la

propria partecipazione in SEA, passando dal 46,67% (pre-

cedentemente consolidato con il metodo del patrimonio

netto) al 63,34%. Tale operazione ha comportato la rimi-

surazione pro quota (46,67%) al fair value delle attività

nette possedute in SEA precedentemente all’acquisizione

del controllo, per un importo pari a 23 milioni di euro, ef-

fetto rilevato a Conto economico in base all’IFRS 3/Revi-

sed.

Sociedade Térmica Portuguesa

Enel Green Power España, attraverso la sua controllata Fi-

nerge, ha acquisito un’ulteriore quota del 50% in Socie-

dade Térmica Portuguesa, divenendo così l’unico azionista

della società portoghese. Con questa acquisizione il Grup-

po ha incrementato la sua partecipazione nella Società

passando dal 50% (precedentemente consolidato con il

metodo proporzionale) al 100%.

Tale operazione ha comportato la rimisurazione pro quota

(50%) al fair value delle attività nette possedute in Socie-

dade Térmica Portuguesa precedentemente all’acquisizio-

ne del controllo, per un importo pari a 22 milioni di euro,

effetto rilevato a Conto economico in base all’IFRS 3/Re-

vised.

Enel Unión Fenosa Renovables (EUFER)

In data 30 maggio 2011 Enel Green Power e la sua con-

trollata Enel Green Power España (EGPE) hanno finalizza-

to l’accordo firmato con Gas Natural SDG SA per la sud-

divisione (break-up) degli asset di EUFER SA, joint venture

paritetica tra EGPE e Gas Natural Fenosa.

Il break-up di EUFER SA è stato finalizzato mediante la ri-

duzione di una quota del 50% del capitale della stessa re-

alizzata attraverso la cessione a Gas Natural Fenosa di una

parte degli asset di EUFER SA.

Altre minori

Nel corso del periodo Enel Green Power ha acquistato

partecipazioni di controllo in Italia per un importo di 10,4

milioni di euro e ceduto partecipazioni in Spagna per un

importo di 21 milioni di euro.

Enel Green Power ha, inoltre, pagato success fee relative

ai progetti rientranti nel perimetro di Enel Green Power

Hellas (61 milioni di euro) e di Enel Green Power Romania

(38 milioni di euro).

Infine sono stati acquistati, negli Stati Uniti, i progetti eo-

lici di Caney River e Rocky Ridge (che alla data del 31 di-

cembre 2011 sono stati interamente realizzati ed entrati

in esercizio) per un importo totale di 15 milioni di euro.

L’excess cost riconosciuto è stato allocato sulle immobiliz-

zazioni immateriali e materiali.

Riclassifica da “Attività nette possedute per la vendita”

A partire dal secondo trimestre 2011, per il venir meno del-

le condizioni previste dall’IFRS 5 per la classificazione del-

le attività/passività destinate alla vendita, le attività nette

della partecipata Enel Green Power Bulgaria e della par-

tecipazione nella collegata Trade Wind Energy LLC sono

state riclassificate nelle relative voci di Stato patrimoniale.

2012

Acquisizioni da terzi

Di seguito si riportano le principali informazioni sulle ope-

razioni di aggregazione aziendale avvenute nel corso del

2012. Si precisa come in sede di redazione del presente

bilancio consolidato, il Gruppo procederà all’identificazio-

ne del fair value delle attività e passività acquisite, nonché

delle passività potenziali assunte, entro i dodici mesi suc-

cessivi alla data dell’acquisizione.

Pipeline Kafireas

Nel corso del primo semestre 2012, a seguito del raggiun-

gimento delle milestone tecniche contrattualmente fissate

e in forza di un amendment contrattuale concluso con il

partner greco, sviluppatore delle iniziative riconducibili al

progetto Elica II, il Gruppo ha acquisito – per il tramite della

controllata Enel Green Power Hellas – un pacchetto aziona-

rio del 50% nelle otto società dell’inizativa eolica Kafireas.


Attraverso l’acquisto di tale quota del capitale sociale, che

si aggiunge alla porzione precedentemente detenuta pari

al 30%, il Gruppo ha acquisito anche il pieno controllo

in tali società, configurando una step acquisition ai sensi

dell’IFRS 3.

In forza di tali eventi, e a partire dal 29 giugno 2012, data

del nuovo accordo, tali società sono state, pertanto, con-

solidate integralmente laddove le stesse erano invece

iscritte fra le partecipazioni in imprese collegate fino al 31

dicembre 2011.

Gli effetti di tale operazione hanno condotto alla rileva-

zione, in via provvisoria, di un avviamento di 57 milioni di

euro, determinato come differenza tra:

(i) la somma del corrispettivo dell’operazione (pari a 39

milioni di euro), del fair value dell’interessenza del 30%

già precedentemente detenuta (pari 19 milioni di euro)

e la valorizzazione delle interessenze non di controllo

(pari a zero), e

(ii) il fair value provvisorio delle attività nette acquisite

(pari a 1 milione di euro).

Si evidenzia, inoltre, come la rimisurazione al fair value

dell’interessenza già detenuta precedentemente alla sti-

pula dell’operazione, ai sensi dell’IFRS 3, non abbia pro-

dotto impatti economici significativi.

Inoltre, si precisa che, per tale operazione, la valorizzazio-

ne delle interessenze non di controllo è effettuata in pro-

porzione al valore delle attività nette acquisite.

Stipa Nayaa

A fine giugno si è concluso l’accordo per l’acquisizione

del primo impianto eolico in Messico, Bii Nee Stipa II, de-

tenuto dalla società Stipa Nayaa. L’impianto, che sfrutta

l’eccellente risorsa eolica propria dell’Istmo di Tehuante-

pec (nello Stato messicano di Oaxaca), è stato sviluppato

e costruito da Gamesa ed è composto da 37 turbine eoli-

che da 2 MW ciascuna, per una capacità installata totale

di 74 MW.

Attraverso l’operazione, il Gruppo Enel Green Power ha

rilevato l’intero capitale sociale di Stipa Nayaa, acquisen-

done il controllo. L’operazione si configura come un’ag-

gregazione aziendale ed è stata trattata in conformità con

le disposizioni dell’IFRS 3.

Per i relativi effetti si rinvia alla Nota 4 ”Principali variazioni

dell’area di consolidamento”.

Trade Wind Energy

A far data dal 12 ottobre 2012, data di stipula dell’accor-

do, Enel Green Power North America ha acquisito il con-

trollo della società Trade Wind Energy (TWE) e pertanto la

stessa risulta consolidata integralmente.

Con questa acquisizione il Gruppo ha incrementato la

propria partecipazione in TWE, passando dal 41,2% (pre-

cedentemente consolidato con il metodo del patrimonio

netto) al 100%.



Eólica Zopiloapan

A far data dal 14 dicembre 2012 si è concluso l’accordo

per l’acquisizione del secondo impianto eolico in Messico,

Bii Nee Stipa III, detenuto dalla società Eólica Zopiloapan,

sempre nello Stato di Oaxaca. Sviluppato e costruito da

Gamesa, l’impianto è composto da 35 turbine eoliche da

2 MW ciascuna.

Attraverso l’operazione il Gruppo Enel Green Power ha

rilevato l’intero capitale sociale di Eólica Zopiloapan, ac-

quisendone il controllo. L’operazione si configura come

un’aggregazione aziendale ed è stata trattata in confor-

mità con le disposizioni dell’IFRS 3.



Acquisizioni minori

Nel corso del 2012 il Gruppo ha acquistato un’ulteriore

quota di controllo nelle partecipazioni in Iberia in Socie-

dad Eólica Los Lances per un importo di 5 milioni di euro

(con un impatto sull’avviamento di 4 milioni di euro) e in

SEA per 1 milione di euro (con un impatto sull’avviamento

di 1 milione di euro).

Si evidenzia, inoltre, che sono state riconosciute success

fee per 29 milioni di euro, relativamente all’acquisizione di

progetti fotovoltaici in Italia e Grecia.

Riclassifica da “Attività nette possedute per la vendita”

A partire dal quarto trimestre 2012, per il venir meno delle

condizioni previste dall’IFRS 5 per la classificazione delle

attività/passività destinate alla vendita, le attività della

partecipata Enel Green Power España sono state riclassifi-

cate nelle relative voci di Stato patrimoniale.

55

Risultati economici del GruppoSi riporta di seguito il Conto economico riclassificato del 2012 che tiene conto della variazione del perimetro di consoli-

damento, confrontato con i dati storici del 2011.

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Totale ricavi, incluso effetto gestione rischio commodity 2.688 2.527 161

Totale costi 1.010 944 66

MARGINE OPERATIVO LORDO 1.678 1.583 95

Ammortamenti e perdite di valore 706 670 36

UTILE OPERATIVO 972 913 59

Proventi finanziari 133 128 5

Oneri finanziari (363) (291) (72)

PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI (230) (163) (67)

Quota proventi/(oneri) da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 47 46 1

UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE 789 796 (7)

Imposte 298 282 16

UTILE DELL’ESERCIZIO 491 514 (23)

- Quota di pertinenza del Gruppo 413 408 5

- Quota di pertinenza di terzi 78 106 (28)

RicaviMilioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi connessi alla vendita di energia 1.642 1.509 133

Ricavi da certificati verdi e altre forme di incentivi 666 486 180

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity (8) (12) 4

Ricavi da vendita di energia elettrica, incluso effetto gestione rischio commodity 2.300 1.983 317

Altri ricavi e proventi 388 544 (156)


I ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commo-

dity del Gruppo, pari a 2.688 milioni di euro, evidenziano

un incremento di 161 milioni di euro rispetto all’esercizio

precedente (+6,4%) come combinazione di un aumento

di 317 milioni di euro dei ricavi per vendita di energia elet-

trica (pari a 2.300 milioni di euro nel 2012) e di una ridu-

zione di 156 milioni di euro degli altri ricavi e proventi (pari

a 388 milioni di euro nel 2012).

L’incremento dei ricavi da vendita di energia elettrica, in-

cluso effetto gestione del rischio commodity deriva princi-

palmente dalla crescita della produzione in Iberia e Ameri-

ca Latina (100 milioni di euro), in Nord America (83 milioni

di euro) e nel resto d’Europa (95 milioni di euro). I ricavi

per vendita di energia elettrica realizzati in Italia eviden-

ziano un incremento di 39 milioni di euro; l’incremento

dei ricavi realizzato grazie alla maggiore produzione eoli-

ca e l’aumento dei ricavi medi di vendita hanno infatti più

che compensato la riduzione degli stessi derivante dalla

minore produzione idroelettrica conseguente alla minore

idraulicità (403 milioni di kWh).

Si evidenzia in particolare che i ricavi da certificati ver-

di e altre forme di incentivi, pari a 666 milioni di euro, si

incrementano di 180 milioni di euro rispetto all’esercizio

precedente principalmente per effetto della maggior pro-

duzione incentivata in Italia (31 milioni di euro), nel re-

sto d’Europa (59 milioni di euro) e in Iberia (53 milioni di

euro), e per i ricavi da tax partnership in Nord America (38

milioni di euro).


Gli altri ricavi e proventi, pari a 388 milioni di euro (544

milioni di euro nel 2011), si riferiscono principalmente ai

ricavi derivanti dall’attività retail di Enel.si per 215 milio-

ni di euro (248 milioni di euro nel 2011), dall’avvio della

vendita dei pannelli fotovoltaici prodotti da 3SUN per 33

milioni di euro (1 milione di euro nel 2011), dalla risolu-

zione degli accordi previsti con i partner della società Tra-

de Wind Energy che ha determinato la cancellazione dei

debiti per success fee connessi ai progetti realizzati e la

rimisurazione al fair value del valore di attività e passività

della stessa, per la quale si sono modificati i requisiti rela-

tivi al controllo, per complessivi 52 milioni di euro, nonché

ad altri ricavi diversi per 88 milioni di euro (114 milioni di

euro nel 2011).

Al netto dei citati proventi rilevati nel 2011, i ricavi totali,

incluso effetto gestione rischio commodity evidenziano

un incremento di 342 milioni di euro (+14,6%).

Costi

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Energia e materiali 371 431 (60)

Costo del personale 242 213 29

Servizi 431 352 79

Altri costi operativi 128 68 60

Totale 1.010 944 66

- di cui capitalizzati (162) (120) (42)

I costi sono pari a 1.010 milioni di euro nel 2012 e a 944

milioni di euro nel 2011; l’incremento, pari a 66 milioni di

euro (inclusivo di un effetto cambi positivo di 15 milioni di

euro, +7,0%), riflette principalmente:

> il decremento dei costi per energia e materiali (60 mi-

lioni di euro), sostanzialmente riconducibile alla contra-

zione dell’attività retail, parzialmente compensato dai

costi per la produzione dei pannelli fotovoltaici;

> l’incremento dei costi per servizi (79 milioni di euro),

principalmente riferibile all’aumento dei costi per go-

dimento beni di terzi (19 milioni di euro), ai costi per

consulenze e assicurazioni (14 milioni di euro), ai costi

per manutenzioni e riparazioni (5 milioni di euro) e ad

altri costi diversi di gestione (17 milioni di euro);

> l’incremento degli altri costi operativi (60 milioni di

euro), principalmente per l’aumento dei costi del bu-

siness retail (35 milioni di euro), per i maggiori accan-

tonamenti a fondi per rischi e oneri (9 milioni di euro),

per l’incremento delle imposte sui terreni e fabbricati (5

milioni di euro) e per maggiori minusvalenze (6 milioni

di euro).

Il margine operativo lordo, pari a 1.678 milioni di euro,

presenta un aumento di 95 milioni di euro (+6,0%) rispet-

to allo stesso periodo del 2011.

Al netto dei citati proventi rilevati nel 2011, il margine

operativo lordo evidenzia un incremento di 276 milioni di

euro (+19,7%), sostanzialmente in linea con l’andamento

dei ricavi.

L’utile operativo è pari a 972 milioni di euro, in aumento

di 59 milioni di euro (+6,5%) rispetto ai 913 milioni di euro

del 2011.

La variazione dell’utile operativo riflette l’aumento del

margine operativo lordo, effetto solo parzialmente com-

pensato dall’incremento degli ammortamenti e perdite di

valore (pari a 36 milioni di euro). Tale incremento riflette la

maggiore capacità installata netta e la riduzione delle per-

dite di valore che nel 2011 accoglievano l’adeguamento

di valore dell’avviamento iscritto sulle attività detenute in

Grecia (70 milioni di euro).

In particolare, i maggiori ammortamenti derivanti dall’in-

cremento della capacità installata netta e dal completa-

mento nel secondo semestre 2011 delle allocazioni di

prezzo sulle citate operazioni di acquisizione sono stati

parzialmente compensati dagli effetti della rivisitazione

della stima della vita utile degli impianti eolici in 25 anni,

in linea con la prassi del settore. Tale operazione ha ge-

nerato un impatto positivo nel 2012 pari a 44 milioni di

euro.

57

Al netto dei citati proventi e degli adeguamenti di valore

rilevati nel 2011, l’utile operativo si incrementa di 152 mi-

lioni di euro (+18,5%).

Gli oneri finanziari netti, pari a 230 milioni di euro, regi-

strano un incremento pari a 67 milioni di euro, ricondu-

cibile principalmente all’aumento degli oneri finanziari

sull’indebitamento finanziario legato all’aumento dell’in-

debitamento medio e alla crescita del costo del debito per

effetto sia della trasformazione dell’indebitamento da

breve a lungo termine sia del passaggio da tassi variabili

a tassi fissi.

La quota dei proventi/(oneri) da partecipazioni valu-

tate con il metodo del patrimonio netto registra un au-

mento pari a 1 milione di euro rispetto al 2011. Al netto

del ripristino di valore contabilizzato nel corso del primo

trimestre 2011 per effetto della definizione del contenzio-

so Star Lake (7 milioni di euro), la voce presenta un incre-

mento di 8 milioni di euro rispetto al 2011 per l’incremen-

to delle quote di utili della collegata LaGeo (16 milioni di

euro) e delle collegate spagnole (6 milioni di euro) e un

incremento delle perdite delle società collegate in Nord

America (12 milioni di euro).

Le imposte, pari a 298 milioni di euro, evidenziano un in-

cremento di 16 milioni di euro; al netto degli effetti non

ricorrenti rilevati nel 2011, pari a 40 milioni di euro, la voce

aumenta di 56 milioni di euro rispetto al 2011. L’incidenza

delle imposte del periodo, al netto degli effetti non ricor-

renti, sul risultato ante imposte è pari al 37,8% rispetto al

34,8% dell’esercizio precedente.

L’utile dell’esercizio del Gruppo del 2012 è pari a 413

milioni di euro, con un incremento di 5 milioni di euro

(+1,2%) rispetto ai 408 milioni di euro del 2011.

Al netto degli effetti sull’utile dei citati proventi (pari a 96

milioni di euro) e degli adeguamenti di valore (pari a 83

milioni di euro) rilevati nel 2011, l’utile dell’esercizio del

Gruppo evidenzia un incremento di 18 milioni di euro

(+4,6%).

Utile per azione

L’utile per azione al 31 dicembre 2012 è stato calcolato

sulla consistenza media delle azioni ordinarie del 2012.

Si segnala che non vi sono effetti diluitivi che dovrebbero

essere considerati per il calcolo dell’utile diluito per azio-

ne e pertanto quest’ultima grandezza coincide con l’utile

base per azione.

2012 2011

Utile dell’esercizio di pertinenza del Gruppo (milioni di euro) 413 408

Consistenza media delle azioni ordinarie dell’esercizio 5.000.000.000 5.000.000.000

Utile base e diluito per azione (in euro) 0,08 0,08


Analisi della struttura patrimoniale del GruppoSi riporta di seguito lo Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2012, confrontato con i dati al 31 dicembre 2011.

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Attività immobilizzate nette

Immobili, impianti e macchinari 10.878 10.172 706

Attività immateriali 1.260 1.299 (39)

Avviamento 942 858 84

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 533 488 45

Attività/(Passività) finanziarie non correnti nette (8) 16 (24)

Altre attività/(passività) non correnti nette (54) (70) 16

Totale 13.551 12.763 788

Capitale circolante netto

Rimanenze 64 61 3

Crediti commerciali 571 529 42

Crediti/(Debiti) tributari netti 174 66 108

Attività/(Passività) finanziarie correnti nette (82) (113) 31

Debiti commerciali (1.070) (1.033) (37)

Altre attività/(passività) correnti nette (186) (43) (143)

Totale (529) (533) 4

Capitale investito lordo 13.022 12.230 792

Fondi diversi

TFR e altri benefíci ai dipendenti (46) (43) (3)

Fondi rischi e oneri futuri (103) (101) (2)

Imposte differite nette (287) (277) (10)

Totale (436) (421) (15)

Attività nette possedute per la vendita - 4 (4)

Capitale investito netto 12.586 11.813 773

Patrimonio netto complessivo 7.972 7.738 234

Indebitamento finanziario netto 4.614 4.075 539

Gli immobili, impianti e macchinari, pari a 10.878 milioni di

euro, presentano un incremento di 706 milioni di euro ri-

spetto al 31 dicembre 2011, sostanzialmente riconducibile

agli investimenti dell’esercizio (1.226 milioni di euro), agli

ammortamenti e perdite di valore (578 milioni di euro),

alla variazione del perimetro (224 milioni di euro) princi-

palmente riferibile all’acquisizione delle società messicane

Stipa Nayaa e Zopiloapan, alle differenze negative di cam-

bio (73 milioni di euro) e alle dismissioni (pari a 104 milioni

di euro) operate principalmente dalla Capogruppo.

Le attività immateriali, pari a 1.260 milioni di euro, presen-

tano una riduzione di 39 milioni di euro rispetto al 31 di-

cembre 2011, dovuta principalmente agli ammortamenti

e perdite di valore (pari a 98 milioni di euro), parzialmen-

te compensati dagli investimenti effettuati nell’esercizio

(pari a 31 milioni di euro) e dall’acquisizione del control-

lo al 100% della società Trade Wind Energy (28 milioni di

euro), precedentemente detenuta al 41,2% e consolidata

con il metodo del patrimonio netto.

La voce avviamento, pari a 942 milioni di euro, presenta un

incremento di 84 milioni di euro rispetto al 31 dicembre

2011, riferibile principalmente alla variazione del perime-

tro di consolidamento conseguente all’acquisizione del

controllo nelle società greche incluse nel progetto Kafire-

as precedentemente valutate con il metodo del patrimo-

nio netto (57 milioni di euro) e all’acquisizione delle socie-

tà messicane Stipa Nayaa (14 milioni di euro) e Zopiloapan


59

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio

netto, pari a 533 milioni di euro, presentano un incremen-

to di 45 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011, de-

rivante sostanzialmente dalla rilevazione delle quote di

proventi netti (47 milioni di euro).

Tale effetto è stato in parte compensato dal cambio del

metodo di consolidamento da patrimonio netto a integra-

le delle società appartenenti al progetto Kafireas in Grecia

(pari a 34 milioni di euro) e della società sviluppatrice di

progetti eolici Trade Wind Energy in Nord America (pari a

12 milioni di euro), dalla rilevazione dei dividendi delibe-

rati da LaGeo (pari a 18 milioni di euro) e da alcune società

di Enel Green Power España (23 milioni di euro), nonché

dall’acquisizione di partecipazioni di minoranza nelle so-

cietà Chisholm View e Prairie Rose in Nord America (108

milioni di euro).

Si precisa, peraltro, che la voce accoglie – nel caso delle

società collegate di Enel Green Power Hellas – anche i cor-

rispettivi già versati a titolo di success fee per 41 milioni

di euro sulle iniziative in corso di sviluppo, Mani e Cicladi,

nell’ottica della prospettica acquisizione di un ulteriore

pacchetto del 50% in tali società, finalizzato all’otteni-

mento del controllo, all’eventuale raggiungimento di de-

finite milestone tecniche stabilite contrattualmente.

Il capitale circolante netto, negativo per 529 milioni di

euro al 31 dicembre 2012 (negativo per 533 milioni di

euro al 31 dicembre 2011), evidenzia una variazione pari a

4 milioni di euro principalmente dovuta:

> all’incremento dei crediti commerciali (42 milioni di

euro), correlato all’aumento dei crediti in Europa e in

Iberia e America Latina (58 milioni di euro), parzialmen-

te compensato dalla riduzione dei crediti del business

Retail (24 milioni di euro);

> all’incremento dei crediti/(debiti) tributari netti (108

milioni di euro), principalmente riferibile all’aumen-

to della posizione creditoria per IVA dell’area Italia ed

Europa (46 milioni di euro) e dell’area Iberia e America

Latina (48 milioni di euro);

> all’aumento dei debiti commerciali (37 milioni di euro),

in linea con l’andamento maggiormente lineare degli

investimenti nel corso dell’anno;

> alla variazione delle altre attività/(passività) correnti

nette (143 milioni di euro), principalmente riconducibi-

le all’aumento di acconti e ratei passivi per lo sviluppo

di progetti in Messico (80 milioni di euro) e di altri debiti

diversi in Italia (59 milioni di euro).

I fondi diversi evidenziano una variazione in aumento

pari a 15 milioni di euro, principalmente per l’incremento

della voce “Imposte differite nette” (10 milioni di euro).

Il capitale investito netto al 31 dicembre 2012 è pari a

12.586 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto

del Gruppo e di terzi per 7.972 milioni di euro e dall’in-

debitamento finanziario netto per 4.614 milioni di euro.

Quest’ultimo presenta un’incidenza sul patrimonio netto

di 0,58 (0,53 al 31 dicembre 2011).


Analisi della struttura finanziaria

Indebitamento finanziario netto

La composizione dell’indebitamento finanziario netto è esposta nel seguente prospetto.

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Indebitamento a lungo termine

Finanziamenti bancari 1.645 1.013 632

Obbligazioni - 19 (19)

Debiti verso altri finanziatori 481 395 86

Debiti verso parti correlate 2.491 2.306 185

Indebitamento a lungo termine 4.617 3.733 884

Crediti finanziari a lungo termine (269) (279) 10

Indebitamento netto a lungo termine 4.348 3.454 894

Indebitamento a breve termine:

Quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine 112 100 12

Utilizzi di linee di credito revolving - 6 (6)

Altri finanziamenti a breve verso banche 70 33 37

Indebitamento bancario a breve termine 182 139 43

Quota obbligazioni (quota a breve) 19 18 1

Debiti verso altri finanziatori (quota a breve) 71 138 (67)

Altri debiti finanziari a breve termine e verso parti correlate 748 828 (80)

Indebitamento verso altri finanziatori e parti correlate a breve termine 838 984 (146)

Altri crediti finanziari a breve termine (382) (102) (280)

Disponibilità presso banche e titoli a breve (372) (400) 28

Disponibilità e crediti finanziari a breve termine (754) (502) (252)

Indebitamento netto a breve termine 266 621 (355)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 4.614 4.075 539

L’indebitamento finanziario netto, pari a 4.614 milioni

di euro al 31 dicembre 2012, si incrementa di 539 milioni

di euro principalmente per l’aumento dell’indebitamento

netto a lungo termine riferibile ai finanziamenti bancari e

verso altri finanziatori.

Flussi finanziariMilioni di euro

2012 2011 2012-2011

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all’inizio dell’esercizio 349 199 150

Flusso di cassa da attività operativa 1.059 1.258 (199)

Flusso di cassa da attività di investimento (1.416) (1.721) 305

Flusso di cassa da attività di finanziamento 343 608 (265)

Effetto variazione dei cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (2) 5 (7)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell’esercizio 333 349 (16)

61

Il flusso di cassa da attività operativa del 2012 è positivo

per 1.059 milioni di euro, in diminuzione di 199 milioni di

euro rispetto al valore precedente del 2011 (1.258 milioni

di euro), a fronte di un margine operativo lordo al netto

degli elementi non monetari pari a 1.627 milioni di euro

(in aumento di 230 milioni di euro rispetto all’esercizio

precedente) e di un fabbisogno connesso al capitale circo-

lante netto pari a 634 milioni di euro (in aumento di 495

milioni di euro rispetto al 2011). Il maggior flusso di cassa

assorbito dalla variazione del capitale circolante netto nei

due esercizi è dovuto principalmente al pagamento dei

debiti commerciali netti per investimenti operativi realiz-

zati nell’ultimo trimestre 2011 e alle maggiori imposte

pagate nel 2012.

Il flusso di cassa assorbito da attività di investimento

del 2012 ha assorbito liquidità per 1.416 milioni di euro, in

riduzione di 305 milioni di euro rispetto all’esercizio pre-

cedente. Il flusso di cassa da attività di investimento nel

2012 si riferisce per 1.257 milioni di euro a investimenti

operativi (1.557 milioni di euro nel 2011). La quota resi-

duale è principalmente riconducibile alle acquisizioni del-

la partecipazione totalitaria nella società Stipa Nayaa in

Messico (120 milioni di euro) e di partecipazioni di mino-

ranza nelle società che stanno realizzando i progetti eolici

Prairie Rose e Chisholm View in Nord America (108 milioni

di euro); sono stati inoltre versati acconti per l’acquisizione

della partecipazione nella società che sta realizzando l’im-

pianto eolico Talinay in Cile (27 milioni di euro) e success

fee per la realizzazione di progetti solari in Grecia e in Italia

(29 milioni di euro). Tali effetti sono in parte compensati

dall’acquisizione di un’ulteriore quota di partecipazione

nelle società incluse nel progetto Kafireas che ha compor-

tato un effetto positivo di 22 milioni di euro (inclusivo dei

contributi incassati per 32 milioni di euro) e dall’incasso di

dividendi da società collegate (41 milioni di euro).

Il flusso di cassa da attività di finanziamento ha ge-

nerato liquidità per complessivi 343 milioni di euro, in

diminuzione di 265 milioni di euro rispetto all’esercizio

precedente, per effetto dell’aumento dell’indebitamento

finanziario netto descritto nel precedente paragrafo (539

milioni di euro), compensato dall’erogazione di dividendi


L’effetto combinato dei vari flussi finanziari del 2012 ha

determinato una diminuzione delle disponibilità liquide

iniziali di 16 milioni di euro.


Risultati economici e patrimoniali per area di attivitàRisultati per area di attività del 2012 e del 2011

I risultati evidenziati per area di attività riflettono la strut-

tura presa a riferimento dal management del Gruppo per

valutare le performance, coincidente con la struttura or-

ganizzativa che prevede, tra l’altro, l’organizzazione delle

aree geografiche in:

> Italia ed Europa;

> Iberia e America Latina;

> Nord America.

È inoltre presente una struttura dedicata a Enel.si, denomi-

nata Retail, con responsabilità autonome rispetto all’area

Italia ed Europa.

Risultati per area di attività del 2012

Milioni di euro

Italia ed Europa

Iberia e America Latina Nord America Retail

Elisioni e rettifiche Totale

Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 1.381 792 300 215 - 2.688

Ricavi intersettoriali 52 5 - - (57) -

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 1.433 797 300 215 (57) 2.688

Margine operativo lordo 971 497 197 13 - 1.678

Ammortamenti e perdite di valore 390 225 81 10 - 706

Utile operativo 581 272 116 3 - 972

Investimenti 773 339 145 - - 1.257

63


Milioni di euro

Italia ed Europa




Ricavi intersettoriali 34 1 - 79 (114) -


Margine operativo lordo 869 573 107 34 - 1.583

Ammortamenti e perdite di valore 424 197 52 (3) - 670


Investimenti 970 280 307 - - 1.557

Variazione

Milioni di euro

Italia ed Europa



Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 165 (88) 117 (33) - 161

Ricavi intersettoriali 18 4 - (79) 57 -

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 183 (84) 117 (112) 57 161

Margine operativo lordo 102 (76) 90 (21) - 95

Ammortamenti e perdite di valore (34) 28 29 13 - 36

Utile operativo 136 (104) 61 (34) - 59

Investimenti (197) 59 (162) - - (300)


Italia ed Europa

In Italia e in Europa Enel Green Power opera:

> in Italia con 393 impianti con una capacità installata

netta complessiva di 3.032 MW suddivisa in 288 im-

pianti idroelettrici (1.513 MW), 33 impianti geotermici

(722 MW), 39 impianti eolici (717 MW) e 33 impianti

solari (80 MW);

> in Grecia (Enel Green Power Hellas) con 17 impianti eo-

lici con una capacità installata netta pari a 199 MW, 5

impianti idroelettrici con una capacità installata netta

pari a 20 MW e 7 impianti solari con una capacità instal-

lata netta pari a 30 MW;

> in Francia (Enel Green Power France) con 10 impianti

eolici con una capacità installata netta di 166 MW;

> in Romania (Enel Green Power Romania) con 9 impianti

eolici con una capacità installata netta pari a 498 MW;

> in Bulgaria (Enel Green Power Bulgaria) con 2 impianti

eolici con una capacità installata netta di 42 MW.

È inoltre presente attraverso Enel Green Power Sharp &

Solar in Italia e in Grecia con 11 impianti solari, per una

capacità installata netta complessiva di 12 MW.

Sono inoltre in corso importanti progetti in Italia nei set-

tori geotermico e biomassa (principalmente il progetto

Bagnore 4 per 38 MW) e in Europa principalmente nel

settore solare in Grecia per 48 MW (di cui 7 MW attra-

verso Enel Green Power Sharp & Solar) e in Romania per

55 MW.

Dati operativi

Capacità installata netta e produzione netta di energia

Capacità installata netta (MW) Produzione netta di energia (GWh)

2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011

Idroelettrica 1.533 1.525 8 5.305 5.689 (384)

Geotermica 722 722 - 5.235 5.300 (65)

Eolica 1.621 1.272 349 2.495 1.572 923

Solare 122 64 58 115 23 92

Totale 3.998 3.583 415 13.150 12.584 566

di cui:

- Italia 3.042 2.915 127 11.637 11.791 (154)

- Romania 498 269 229 589 132 457

- Grecia 250 191 59 477 349 128

- altre 208 208 - 447 312 135

La capacità installata netta registra una crescita di 415

MW rispetto al 31 dicembre 2011, principalmente nel

settore eolico (349 MW), in particolare in Romania (229

MW), Italia (93 MW) e Grecia (27 MW), e nel solare (58

MW), in particolare in Italia (32 MW) e Grecia (26 MW).

La produzione di energia elettrica realizzata nel corso del

2012 è aumentata di 566 milioni di kWh. La variazione

della produzione in Italia è sostanzialmente riconducibile

alla minore produzione idroelettrica (403 milioni di

kWh), dovuta alla minore idraulicità, e geotermica (65

milioni di kWh), solo in parte compensata dalla maggiore

produzione eolica (248 milioni di kWh) e solare (66 milioni

di kWh).

Nel resto d’Europa la produzione ha registrato una cresci-

ta di 720 milioni di kWh, di cui 675 milioni di kWh nel set-

tore eolico (457 milioni di kWh in Romania).

65

Risultati economici, patrimoniali e finanziari

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 1.381 1.216 165

Ricavi intersettoriali 52 34 18


Margine operativo lordo 971 869 102


Dipendenti a fine esercizio (n.) 2.131 1.983 148

Investimenti 773 970 (197)

I ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio com-

modity ammontano a 1.381 milioni di euro ed evidenzia-

no un incremento di 165 milioni di euro rispetto al 2011

(pari a 1.216 milioni di euro) per effetto principalmente

dell’incremento dei ricavi per vendita di energia elettrica

(134 milioni di euro), registrato prevalentemente nel resto

d’Europa, e dei ricavi da vendita dei pannelli fotovoltaici di

3SUN (32 milioni di euro).

Il margine operativo lordo, pari a 971 milioni di euro, re-

gistra un aumento di 102 milioni di euro rispetto all’eserci-

zio precedente (pari a 869 milioni di euro), principalmente

per l’incremento della capacità installata (415 MW), effet-

to solo parzialmente compensato dalla minore idraulici-

tà del periodo registrata in Italia e dai costi connessi alla

produzione dei pannelli fotovoltaici di 3SUN (26 milioni di

euro).

L’utile operativo, pari a 581 milioni di euro, evidenzia un

incremento di 136 milioni di euro rispetto al 2011, tenuto

conto del decremento degli ammortamenti e delle per-

dite di valore (34 milioni di euro). Tale decremento riflet-

te un incremento di 21 milioni di euro per l’effetto della

maggiore capacità installata netta, in parte compensato

dall’effetto positivo derivante dalla rivisitazione della vita

utile degli impianti eolici (17 milioni di euro), e una ridu-

zione di 62 milioni di euro delle perdite di valore che nel

2011 accoglievano l’adeguamento di valore dell’avvia-

mento iscritto sulle attività detenute in Grecia (70 milioni

di euro).

Gli investimenti del 2012 ammontano a 773 milioni di

euro (970 milioni di euro nel 2011), di cui 390 milioni di

euro realizzati in Italia (495 milioni di euro nel 2011) e 383

milioni di euro nel resto di Europa (475 milioni di euro nel

2011).

Gli investimenti realizzati in Italia si riferiscono principal-

mente a impianti geotermici per 187 milioni di euro (104

milioni di euro nel 2011), a impianti fotovoltaici per 59

milioni di euro (147 milioni di euro nel 2011), a impianti

eolici per 66 milioni di euro (82 milioni di euro nel 2011) e

a impianti idroelettrici per 57 milioni di euro (64 milioni di

euro nel 2011).

In Europa gli investimenti si riferiscono principalmente alla

realizzazione di impianti eolici in Romania per 251 milioni

di euro (330 milioni di euro nel 2011) e in Francia per 8

milioni di euro (56 milioni di euro nel 2011) e a impianti

solari in Grecia per 124 milioni di euro (47 milioni di euro

nel 2011).

Si evidenzia, inoltre, che nel 2012 sono state riconosciute

success fee per 29 milioni di euro, relativamente all’acqui-

sizione di progetti fotovoltaici in Italia e in Grecia.


Iberia e America Latina

In Iberia e America Latina Enel Green Power opera:

> in Spagna con 101 impianti con una capacità installata

netta complessiva di 1.680 MW suddivisa in 80 impianti

eolici (1.568 MW), in 9 impianti idroelettrici (57 MW), in

6 impianti solari (13 MW), in 3 impianti cogenerativi (19

MW) e in 3 impianti a biomasse (23 MW);

> in Portogallo con 28 impianti con una capacità installa-

ta netta complessiva di 184 MW suddivisa in 14 impian-

ti eolici (126 MW) e 14 impianti cogenerativi (58 MW);

> a Panama con un impianto idroelettrico con una capa-

cità installata netta complessiva di 300 MW;

> in Guatemala con 5 impianti idroelettrici con una capa-

cità installata netta complessiva di 163 MW;

> in Messico con 5 impianti con una capacità installata

netta complessiva di 197 MW suddivisa in 2 impianti

eolici (144 MW) e 3 impianti idroelettrici (53 MW);

> in Brasile con 20 impianti idroelettrici con una capacità

installata netta complessiva di 93 MW;

> in Cile con 2 impianti idroelettrici con una capacità in-

stallata netta complessiva di 92 MW;

> in Costa Rica con 3 impianti con una capacità installa-

ta netta complessiva di 55 MW suddivisa in 2 impianti

idroelettrici (31 MW) e 1 impianto eolico (24 MW).

Sono inoltre in corso importanti progetti nel settore eoli-

co in Spagna (Las Angosturas 36 MW, Los Madronales 34

MW, Sierra del Cortado II 14 MW) e in Portogallo con il

consorzio ENEOP (480 MW), oltre che nel settore eolico

in Brasile (Cristal 90 MW, Leilao 2011 193 MW) e in Cile

(Talinay 90 MW, Valle de Los Vientos 90 MW, Taltal 99

MW), nonché idroelettrico in Costa Rica (Chucas 50 MW).

Dati operativi



2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011

Idroelettrica 789 702 87 3.598 3.340 258

Eolica 1.862 1.664 198 3.998 3.160 838

Cogenerazione 77 84 (7) 330 326 4

Biomassa 23 23 - 113 124 (11)

Solare 13 13 - 26 25 1

Totale 2.764 2.486 278 8.065 6.975 1.090

di cui:

- Iberia 1.864 1.817 47 4.340 3.711 629

- Panama 300 300 - 1.666 1.543 123

- Messico 197 53 144 365 231 134

- Guatemala 163 76 87 582 356 226

- Brasile 93 93 - 512 536 (24)

- altre 147 147 - 600 598 2


MW rispetto al 2011, sostanzialmente riferita al settore

eolico in Messico (144 MW) e in Spagna (54 MW) e al set-

tore idroelettrico in Guatemala (87 MW).

La produzione di energia elettrica evidenzia un incre-

mento di 1.090 milioni di kWh, dovuto principalmente

alla crescita della produzione eolica registrata in Iberia

(659 milioni di kWh) e in Messico (162 milioni di kWh)

nonché di quella idroelettrica in America Latina (282 mi-

lioni di kWh), principalmente in Guatemala (226 milioni

di kWh) e a Panama (123 milioni di kWh), parzialmente

compensate dalla riduzione della produzione idroelettri-

ca in Iberia (24 milioni di kWh).

67


Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 792 880 (88)

Ricavi intersettoriali 5 1 4

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 797 881 (84)

Margine operativo lordo 497 573 (76)

Utile operativo 272 376 (104)

Dipendenti a fine esercizio (n.) 921 832 89

Investimenti 339 280 59

I ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio

commodity sono pari a 792 milioni di euro, con un decre-

mento di 88 milioni di euro rispetto al 2011 (880 milioni di

euro), per effetto di un aumento dei ricavi per vendita di

energia (100 milioni di euro) e di una riduzione degli altri

ricavi (190 milioni di euro) che, nel 2011, includono l’effet-

to di alcune operazioni non ricorrenti, quali il perfeziona-

mento dell’accordo per la suddivisione degli asset facenti

capo a EUFER (120 milioni di euro) e la rimisurazione al fair

value delle attività e delle passività di due società in Iberia

(45 milioni di euro), per le quali si sono modificati i requi-

siti relativi al controllo.

L’incremento dei ricavi per vendita di energia elettrica è

principalmente riconducibile all’effetto dei maggiori volu-

mi in Iberia (pari a 55 milioni di euro) e, per quanto riguar-

da l’America Latina, a maggiori volumi e maggiori prezzi

medi (pari a 46 milioni di euro).

Il margine operativo lordo, pari a 497 milioni di euro,

registra una riduzione di 76 milioni di euro rispetto all’e-

sercizio precedente (pari a 573 milioni di euro). Al netto

dei citati effetti non ricorrenti contabilizzati nel corso del

2011 (pari a 165 milioni di euro), il margine operativo lor-

do evidenzia un incremento di 89 milioni di euro (+21,8%)

principalmente per effetto dell’aumento della capacità

installata.

L’utile operativo, pari a 272 milioni di euro, diminuisce di

104 milioni di euro rispetto al 2011. La riduzione dell’utile

operativo riflette, oltre alla riduzione del margine opera-

tivo lordo, i maggiori ammortamenti (26 milioni di euro),

dovuti principalmente alla maggiore capacità installata,

effetto in parte compensato dalla rivisitazione della vita

utile degli impianti eolici (24 milioni di euro).

Al netto dei suddetti ricavi non ricorrenti del 2011 (pari a

165 milioni di euro), l’utile operativo evidenzia un incre-

mento di 49 milioni.

Gli investimenti del 2012 ammontano a 339 milioni di

euro (280 milioni di euro nel 2011) e si riferiscono prin-

cipalmente alla realizzazione di impianti eolici in Iberia

per 122 milioni di euro (188 milioni di euro nel 2011), in

Brasile per 79 milioni di euro (6 milioni di euro nel 2011) e

in Cile per 43 milioni di euro (non presenti nel 2011), non-

ché di impianti idroelettrici in Guatemala per 40 milioni di

euro (45 milioni di euro nel 2011) e in Costa Rica per 14

milioni di euro (in linea con il 2011).

Si evidenzia, inoltre, che sono stati effettuati investimenti

finanziari in Messico per 120 milioni di euro, oltre che ver-

sati acconti per l’acquisizione della partecipazione nella

società che sta realizzando l’impianto eolico Talinay in Cile



Nord America

Nel Nord America Enel Green Power è presente tramite il

Gruppo Enel Green Power North America principalmente

negli Stati Uniti con 62 impianti idroelettrici (313 MW di

potenza installata netta), 23 impianti eolici (729 MW di

potenza installata netta), 2 impianti geotermici (47 MW

di potenza installata netta) e 1 impianto fotovoltaico (26

MW di potenza installata netta). Inoltre, è presente in

Canada con 2 impianti eolici (103 MW di potenza instal-

lata netta) e 1 impianto a biomassa (21 MW di potenza

installata netta), per una potenza installata complessiva di

1.239 MW.

Sono inoltre in corso importanti progetti, anche in part-

nership, nei settori geotermico (Cove Fort 25 MW di po-

tenza nominale, 17 MW di potenza netta) ed eolico (Prai-

rie Rose 199 MW e Chisholm View 235 MW).

Dati operativi



2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011

Idroelettrica 313 313 - 933 1.069 (136)

Eolica 832 605 227 2.492 1.409 1.083

Geotermica 47 47 - 257 268 (11)

Biomassa 21 21 - 175 175 -

Solare 26 24 2 42 - 42

Totale 1.239 1.010 229 3.899 2.921 978


MW rispetto al 2011 e si riferisce principalmente all’entra-

ta in esercizio di impianti eolici (227 MW).

La produzione di energia elettrica registra, nel 2012, un in-

cremento di 978 milioni di kWh, principalmente riconduci-

bile alla maggiore produzione degli impianti eolici (1.083

milioni di kWh) e solari (42 milioni di kWh) per effetto del-

la maggiore capacità installata, parzialmente compensata

dalla minore produzione idroelettrica (136 milioni di kWh)

per effetto di una minore idraulicità rispetto all’esercizio

precedente.


Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 300 183 117

Ricavi intersettoriali - - -

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 300 183 117

Margine operativo lordo 197 107 90



Investimenti 145 307 (162)


dity, pari a 300 milioni di euro, registrano un incremento

di 117 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (183

milioni di euro) per effetto principalmente dei maggiori ri-

cavi per vendita di energia elettrica e da tax partnership (42

milioni di euro) e degli altri ricavi (75 milioni di euro).

69

Gli altri ricavi, pari a 75 milioni di euro, si riferiscono prin-

cipalmente alla cancellazione del debito per success fee

iscritto nell’esercizio precedente per l’acquisizione del

progetto Caney River (31 milioni di euro) a seguito di ac-

cordi con i partner, alla rimisurazione al fair value delle at-

tività e delle passività della società Trade Wind Energy (21

milioni di euro), per la quale si sono modificati i requisiti

relativi al controllo, e alla dismissione di immobilizzazioni

materiali (10 milioni di euro).

Al netto degli effetti non ricorrenti contabilizzati nel 2011

(pari a 16 milioni di euro e relativi al riconoscimento di un

indennizzo per la definizione del contenzioso Star Lake),

i ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity

evidenziano un incremento pari a 133 milioni di euro.

Il margine operativo lordo, pari a 197 milioni di euro,

registra un incremento di 90 milioni di euro rispetto all’e-

sercizio precedente (pari a 107 milioni di euro). Al netto

degli effetti non ricorrenti contabilizzati nel 2011 (pari a

16 milioni di euro), il margine operativo lordo evidenzia

un incremento di 106 milioni di euro (+116,5%) principal-

mente per effetto dell’aumento della capacità installata e

degli altri ricavi.

L’utile operativo, pari a 116 milioni di euro, registra un

incremento di 61 milioni di euro rispetto all’esercizio pre-

cedente. Al netto dell’ effetto relativo ai ricavi non ricor-

renti contabilizzati nel 2011 (pari a 16 milioni di euro),

l’utile operativo evidenzia un incremento pari a 77 milioni

di euro. L’incremento del margine operativo lordo è stato

in parte compensato dalle perdite di valore contabilizzate

nell’esercizio (12 milioni di euro) e dai maggiori ammor-

tamenti del periodo (13 milioni di euro), riconducibili alla

maggiore capacità installata, al netto dell’effetto della ri-

visitazione della vita utile degli impianti eolici (3 milioni

di euro).

Gli investimenti del 2012 sono pari a 145 milioni di euro

(307 milioni di euro nel 2011) e si riferiscono principal-

mente alla realizzazione di impianti eolici per 110 milioni

di euro (249 milioni di euro nel 2011), di impianti geoter-

mici per 27 milioni di euro (3 milioni di euro nel 2011) e

di impianti idroelettrici per 8 milioni di euro (12 milioni di

euro nel 2011). Si evidenzia, inoltre, che sono stati effet-

tuati investimenti finanziari per l’acquisizione di parteci-

pazioni di minoranza nelle società che stanno realizzando

i progetti eolici Chisholm View e Prairie Rose (108 milioni

di euro).

Retail

Enel.si Srl è la società che gestisce le attività connesse allo

sviluppo del mercato fotovoltaico e dell’efficienza energe-

tica. Nel corso del 2012 è continuata la fase di focalizzazio-

ne ed efficientamento della rete retail che si è confermata

quale sistema di franchising leader in Italia nell’ambito di

soluzioni per la generazione distribuita da fonti rinnovabi-

li con 784 ragioni sociali al 31 dicembre 2012 (968 ragioni

sociali al 31 dicembre 2011).

Con riferimento al fotovoltaico, nel corso del 2012 sono

stati consegnati e venduti 148,8 MWp, con un decremen-

to di 26,5 MWp rispetto al 2011 (pari a 175,3 MWp) e pa-

rallelamente sono state fornite le altre componenti degli

impianti fotovoltaici (inverter, strutture di supporto ecc.).


Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 215 248 (33)

Ricavi intersettoriali - 79 (79)

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 215 327 (112)

Margine operativo lordo 13 34 (21)

Utile operativo 3 37 (34)




dity nel 2012 ammontano a 215 milioni di euro (327 mi-

lioni di euro nel 2011) e si riducono di 112 milioni di euro,

inclusi i ricavi intersettoriali, per effetto sostanzialmente

dei minori ricavi per vendite di pannelli fotovoltaici alle al-

tre società del Gruppo (79 milioni di euro) e a terzi (34 mi-

lioni di euro), e dei maggiori ricavi per vendita di certificati

bianchi (5 milioni di euro).

Il margine operativo lordo, pari a 13 milioni di euro, regi-

stra un decremento di 21 milioni di euro rispetto al 2011

(34 milioni di euro) che beneficiava della vendita di TEE

connessi a progetti di efficienza energetica realizzati in

esercizi precedenti inizialmente contestati dall’Autorità

per l’energia elettrica e il gas, e quindi parzialmente sva-

lutati, e poi riconosciuti nel 2011 con sentenza favorevole

del Consiglio di Stato.

L’utile operativo, positivo per 3 milioni di euro (37 milioni

di euro nel 2011), si riduce di 34 milioni di euro rispetto

al 2011 per effetto della riduzione del margine operativo

lordo (21 milioni di euro) e di maggiori accantonamenti

per svalutazione crediti (9 milioni di euro), che tengono

conto sia della probabile inesigibilità di alcune partite spe-

cifiche rilevanti, sia del maggior rischio di esigibilità con-

nesso alla situazione economica del Paese.

71

Principali rischi e incertezze

Rischi di prezzo e di mercato

Per la natura del proprio business il Gruppo è esposto alle

variazioni dei prezzi di mercato dell’energia elettrica, non-

ché alle modifiche del quadro regolatorio di riferimento.

Per mitigare l’esposizione al rischio di prezzo il Gruppo

ha sviluppato una strategia di stabilizzazione dei margini

che prevede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata

dell’energia prodotta, mediante contratti a lungo, medio

e breve termine, secondo le prassi commerciali in uso nei

diversi Paesi nei quali il Gruppo opera. Si è dotato, inoltre,

di policy e procedure formali che disciplinano la attività

di vendita di energia sui vari mercati nei quali il Grup-

po opera, nonché la misurazione del rischio commodity

residuo, la definizione di un limite di rischio massimo

accettabile e la realizzazione di operazioni di copertura

mediante il ricorso a contratti derivati. Il Gruppo è espo-

sto solo in misura marginale alle variazioni dei prezzi dei

combustibili.

Con riferimento al rischio di variazioni impreviste delle

regole di funzionamento dei settori regolamentati, che

possono incidere sul valore della produzione, il Gruppo

opera un presidio costante dei rapporti con gli organismi

di governo e regolazione locali, adottando un approccio

di trasparenza, collaborazione e proattività nell’affrontare

e rimuovere le fonti di instabilità dell’assetto regolatorio.

Rischi di volume

I volumi di produzione sono soggetti a variabilità, sia a

causa della naturale variabilità delle fonti di produzione,

sia a causa di eventuali indisponibilità degli impianti.

La diversificazione tecnologica e geografica del parco di

produzione del Gruppo consente di mitigare la naturale

variabilità nella disponibilità delle fonti idroelettrica, eo-

lica e solare, che come noto varia in funzione delle con-

dizioni climatiche dei siti nei quali si trovano gli impianti.


Una significativa quota di produzione da fonte geotermi-

ca, non soggetta a variabilità climatica, contribuisce alla

mitigazione del rischio volume.

Il rischio legato a eventuali malfunzionamenti degli im-

pianti, o a eventi accidentali avversi che ne comprometta-

no temporaneamente la funzionalità, viene mitigato ricor-

rendo alle migliori strategie di prevenzione e protezione,

incluse tecniche di manutenzione preventiva e predittiva,

nonché applicando le migliori best practice internaziona-

li. Il rischio residuo viene gestito con il ricorso a specifici

contratti di assicurazione, finalizzati alla copertura di un

ampio spettro di rischi operativi, incluse eventuali perdite

economiche da mancata produzione.

Rischi finanziari

Il Gruppo è esposto al rischio di cambio derivante dai flussi

di cassa connessi alla vendita di energia sui mercati inter-

nazionali, dai flussi di cassa relativi a investimenti o altre

partite in divisa estera e, in maniera marginale, dall’indebi-

tamento denominato in valuta diversa da quella di conto

dei rispettivi Paesi.

Al fine di ridurre il rischio di cambio derivante dalle espo-

sizioni menzionate, il Gruppo utilizza contratti derivati (in

particolare contratti forward), oltre ad attuare una politi-

ca volta al bilanciamento dei flussi di cassa in entrata e in

uscita, relativamente alle attività e passività denominate

in valuta estera.

L’esposizione al rischio di tasso di interesse per il Gruppo

deriva dalla quota di indebitamento finanziario espresso

a tasso variabile. La politica di gestione posta in essere dal

Gruppo è volta al duplice obiettivo di contenere il costo

del debito, controllando al contempo la sua variabilità. In

particolare, allo scopo di ridurre l’ammontare dell’indebi-

tamento soggetto alla fluttuazione dei tassi di interesse, il

Gruppo fa ricorso a strumenti derivati (in particolare inte-

rest rate swap e interest rate option).

73

Prevedibile evoluzione della gestione Il 2012 ha rappresentato un anno fondamentale nel con-

fermare la posizione di leadership di Enel Green Power

nel settore delle energie rinnovabili e nel raggiungimento

degli obiettivi strategici assunti con il mercato finanziario.

Il Gruppo nel corso del 2013 proseguirà nell’esecuzione

del Piano Strategico, confermando la crescita della poten-

za installata e focalizzando i suoi sforzi principalmente

nei Paesi emergenti attraverso uno sviluppo equilibrato in

tutte le principali tecnologie. Farà inoltre leva sui vantaggi

economici e finanziari perseguibili attraverso la raziona-

lizzazione dei costi operativi e l’esercizio efficiente degli

impianti, oltre che sulle economie di scala, principalmente

nell’ambito del procurement.

L’attenzione del Gruppo sarà rivolta ai mercati con abbon-

danti risorse rinnovabili, stabilità del sistema regolatorio

ed elevata crescita economica. Saranno opportunamen-

te valutate e selezionate eventuali nuove opportunità in

Paesi con un ampio potenziale di sviluppo, sempre con

l’obiettivo di incrementare la diversificazione geografica.

Il Gruppo proseguirà il proprio impegno nel settore della

ricerca e dello sviluppo di tecnologie innovative, ponen-

do la massima attenzione alle problematiche ambientali

e alla safety.


InnovazioneNel 2012 Enel Green Power ha svolto attività per lo svi-

luppo e la dimostrazione di tecnologie innovative per un

valore di circa 12 milioni di euro con un impegno comples-

sivo previsto fino al 2015 di circa 50 milioni di euro.

L’attività di innovazione rappresenta uno degli elementi

cardine per perseguire la crescita sostenibile del Gruppo.

Nel corso dell’anno gli sforzi di Enel Green Power si sono

concentrati lungo tre direttrici:

> Miglioramento Performance, ossia aumentare le per-

formance di tutte le tecnologie sulle quali Enel Green

Power è tradizionalmente presente, migliorandone la

disponibilità e mitigando gli effetti collegati all’inter-

mittenza, anche grazie a impianti che prevedano la

compresenza di più tecnologie;

> Integrazione Rinnovabili in Ambienti Antropizzati, ossia

integrare l’impiego delle risorse rinnovabili in contesti

fortemente antropizzati, grazie all’utilizzo di macchine

di dimensioni ridotte e di basso impatto visivo nonché

all’integrazione architettonica da realizzarsi, in partico-

lar modo, con pannelli fotovoltaici thin-film, facilmente

adattabili alle esigenze degli edifici civili;

> Utilizzo di Nuove Risorse Rinnovabili, ossia impiegare ri-

sorse rinnovabili a oggi non utilizzate – su tutte, l’ener-

gia del mare – così da garantire maggiore disponibilità

di energia elettrica anche in siti remoti quali le isole.

Tali attività hanno comportato investimenti per circa 5 mi-

lioni di euro sul fronte della ricerca di soluzioni utili nel lun-

go periodo e per circa 7 milioni di euro nella realizzazione

di progetti i cui benefíci sull’attività del Gruppo avranno

un riflesso già nel breve-medio periodo.

Miglioramento PerformanceCon l’obiettivo di migliorare le performance del parco di Enel Green Power, si è agito su diversi fronti, dalla generazione

eolica e geotermica, fino all’impiego di più tecnologie contemporaneamente.

Eolico

Nel campo della generazione da fonte eolica prosegue il

progetto di affinamento dei modelli di previsione della

producibilità elettrica degli impianti eolici di breve-medio

periodo (fino a 72 ore), che utilizza modelli di tipo fisico

fluidodinamico CFD (Computational Fluid Dynamics) nel

caso di impianti nuovi senza storico di produzione, non-

ché modelli di tipo statistico a reti neurali ANN (Artificial

Neural Networks) dove sono presenti dati storici di produ-

zione. In Italia e in Romania tutto il parco eolico rilevante

di Enel Green Power utilizza tali sistemi.

Idroelettrico

Nel corso del 2012 sono state sviluppate soluzioni pro-

gettuali in grado di ottimizzare la produzione energetica

degli impianti idroelettrici, utilizzando i rilasci dovuti per

deflusso minimo vitale.

Geotermia

Nel campo della generazione geotermica, forte è stato lo

sforzo per rendere possibile lo sfruttamento di risorse ge-

otermiche a basso livello entalpico. Guardando all’impie-

go di cicli binari ORC (Organic Rankine Cycle) con fluido di

lavoro supercritico, il progetto, svolto con la collaborazio-

ne, tra gli altri, del Massachusetts Institute of Technology

ha visto Enel Green Power realizzare in Italia un prototipo

presso l’area sperimentale di Livorno. Rispetto agli attua-

li cicli subcritici operanti principalmente con idrocarburi

paraffinici, l’impianto presenta interessanti vantaggi in

termini di performance, da approfondire per un eventuale

utilizzo su più ampia scala.

Ibridizzazione

Nel corso del 2012 Enel Green Power ha concentrato i pro-

pri sforzi sull’integrazione di più tecnologie. A Stillwater,

75

negli Stati Uniti, dallo scorso marzo operano in contempo-

ranea un impianto fotovoltaico da 26 MW e un impianto

geotermico da 33 MW. Nel mese di agosto, con questo

progetto, Enel Green Power ha vinto la seconda edizione

del GEA Honors Awards promosso dall’Associazione Geo-

termica Statunitense.

Sul medesimo sito, Enel Green Power ha avviato un pro-

getto che prevede l’integrazione geotermia-solare termi-

co mediante la realizzazione di un impianto dimostrativo,

della potenza incrementale di 2 MW, in cui il pre-heating

del fluido geotermico è realizzato dal contributo energe-

tico solare.

Integrazione Rinnovabili in Ambienti AntropizzatiCon l’obiettivo di impiegare risorse rinnovabili in contesti fortemente antropizzati, Enel Green Power si è concentrata su

diversi progetti, dall’eolico al solare di piccola taglia.

Mini-eolico

Sono state avviate nel corso dell’anno le attività per la

messa in esercizio sperimentale dell’aerogeneratore

bi-pala sviluppato con la partecipazione dell’architetto

Renzo Piano. Le principali innovazioni della macchina si

ravvisano nel ridotto impatto ambientale e nelle soluzio-

ni tecniche a essa correlate (per es., un sistema di alline-

amento verticale delle pale trasparenti che le rende un

tutt’uno con la torre in condizioni di assenza di vento).

Inoltre, la forma aerodinamica delle pale, il loro peso

estremamente ridotto e il sistema di controllo della mac-

china mirano a consentire di avviare l’aerogeneratore a

velocità del vento molto basse, aumentando in tal modo

la resa energetica annuale.

Solare

Nel 2012, presso i laboratori Enel di Catania, sono state

completate le attività di caratterizzazione sperimentale di

un innovativo impianto solare termodinamico che utilizza

la radiazione solare per produrre: i) energia elettrica grazie

a un motore Stirling free piston di piccola taglia posiziona-

to nel fuoco di un paraboloide ad alta riflettenza, nonché

ii) calore da utilizzare per il riscaldamento di acqua sanita-

ria. L’impianto dispone di un tracker di precisione per l’in-

seguimento solare ed è configurato in modo da posizio-

narsi in sicurezza in caso di condizioni ambientali avverse.

I risultati positivi dei primi test fanno ipotizzare la possibi-

lità di impiegare la macchina per la fornitura elettrica e di

acqua sanitaria su cantieri Enel Green Power in parziale

sostituzione dei motori diesel.


Inoltre, all’interno del “Programma di ricerca congiunta

Enel Green Power - Sharp - STMicroelectronics” è iniziata

la disamina delle attività da porre in essere per il possibi-

le sviluppo di applicazioni tecnologiche innovative tese

all’integrazione architettonica dei pannelli fotovoltaici

thin-film.

Utilizzo di Nuove Risorse Rinnovabili

Con l’obiettivo di sviluppare nuove risorse rinnovabili, al

momento non utilizzate, Enel Green Power si è concen-

trata, tra le altre, sullo sfruttamento dell’energia marina.

In particolare, nel 2012, al termine di una attività di analisi

delle più promettenti tecnologie di generazione di elet-

tricità da onde e maree, Enel Green Power ha avviato con

la società 40South Energy una collaborazione tecnologica

per la messa a punto e il test di un sistema di generazione

da moto ondoso con potenza nominale di circa 100 kW.

La macchina, denominata R115, la cui messa in esercizio

è prevista nel 2013, presenta innovative soluzioni tecnico-

funzionali, tra cui in particolare:

> elevato capacity factor e impiegabilità in qualunque

condizione di moto ondoso;

> elevato grado di sicurezza nell’esercizio grazie alla ma-

nutenzione eseguibile completamente in superficie;

> assoluta compatibilità ambientale.

Enel Green Power si avvale del contributo di centri di ri-

cerca e università sia in Italia sia all’estero impegnati nel-

la promozione dell’innovazione tecnologica. Nel 2012, si

segnalano, fra l’altro, l’avvio di una collaborazione con il

TIS - Innovation Park e l’Assessorato all’Innovazione della

Provincia Autonoma di Bolzano nonché con la Fondazione

ItaliaCamp e Fulbright Best.

77

Risorse umane e organizzazione Nel corso del 2012 il Gruppo Enel Green Power ha svilup-

pato e focalizzato l’attenzione su una tipologia di strate-

gia organizzativa, cosiddetta “Organizzazione Transnazio-

nale”, che sviluppa e sostiene una visione e un approccio

organizzativo interno multiplo e differente in un contesto

di integrazione solido ma nello stesso tempo flessibile in

cui sono distribuite risorse e capacità a livello internazio-

nale interdipendenti tra loro.

A tal proposito gli obiettivi perseguiti sono stati:

> ricerca di efficienza e sinergie derivanti dal processo di

integrazione globale;

> gestione delle opportunità attraverso la flessibilità mul-

tinazionale;

> sviluppo dell’innovazione, apprendimento e adatta-

mento;

> responsabilizzazione a livello locale.

Organizzazione

A oggi la struttura organizzativa del Gruppo Enel Green

Power è articolata nelle seguenti aree e Funzioni centrali:

> aree: Italia ed Europa, Nord America, Iberia e America

Latina, Retail;

> Funzioni centrali: Safety, Ambiente e Qualità, Business

Development, Engineering & Construction, Acquisti,

Operation & Maintenance, Affari Legali e Segreteria

Societaria, Amministrazione Finanza e Controllo, Audit,

Affari Regolamentari, Personale e Organizzazione, Re-

lazioni Esterne, Information & Communication Techno-

logy, Risk Management e Innovation.

Nello specifico, nel corso dell’anno e con riferimento a

progettazione, organizzazione e change management:

> sono state strutturate le Funzioni di Innovation e Risk

Management al fine di, rispettivamente, rafforzare e

sviluppare la ricerca di nuove modalità di fare e suppor-

tare il business, nonché presidiare i rischi di Gruppo e

definire livelli di esposizione ottimali a livello centrale e

locale. La Funzione Risk Management ha altresì svilup-

pato un sistema procedurale corposo attraverso l’emis-

sione di procedure organizzative e istruzioni operative

volte a indirizzare e coordinare i processi di risk mana-

gement;

> è stata riorganizzata la Funzione Safety, Ambiente e

Qualità ampliando il perimetro delle attività attraver-

so la creazione dell’Unità Qualità e Certificazione e la

relativa gestione sia a livello centrale sia di area/Pae-

se. Sono state costituite le Unità di Safety, Ambiente e

Qualità dei tre hub Messico e Centro America, Brasile,

Cile e nuovi Paesi, in precedenza raggruppati in un’u-

nica Unità Safety e Ambiente America Latina, al fine di

presidiare maggiormente le attività a livello locale;

> si è avuto un maggiore rafforzamento e consolida-

mento della Funzione di Engineering & Construction

attraverso la determinazione di una struttura orientata

a una visione più tecnologica e regionale, una distribu-

zione più internazionale delle competenze e maggiore

mobilità delle risorse sui diversi progetti in Italia e all’e-

stero;

> è stata riorganizzata la struttura retail Enel.si, maggior-

mente orientata per lo sviluppo all’estero e con una

pianificazione e gestione commerciale a livello Italia

più centralizzata;

> per meglio accogliere e supportare le nuove opportuni-

tà di business nell’America Latina è stato riorganizzato

l’assetto dell’area e delle strutture di Paese secondo un

modello che prevede la creazione di tre hub: Messico

e Centro America, Brasile, Cile e nuovi Paesi, volto a

ottimizzare gli investimenti e a operare con maggiore

efficacia;

> nell’ambito del processo di integrazione ed efficienta-

mento le Funzioni Affari Legali e Segreteria Societaria

sono state accorpate in un’unica Funzione, al fine di

perseguire possibili sinergie nell’ambito legale/socie-

tario.


Relativamente ai progetti lanciati e sviluppati nel corso del

2012 si evidenziano i seguenti.

> Progetto One Company: progetto avviato dal Gruppo

Enel volto a ridefinire l’assetto organizzativo secondo

standard più innovativi e a rivedere in ottica di efficien-

za i processi di staff vigenti al fine di garantire la mas-

sima integrazione e sinergia possibile tra le entità del

Gruppo (valori e linguaggio di business comuni, proces-

si eccellenti e sistemi efficaci). A ottobre 2012 è stata

avviata una fase specifica anche per il Gruppo Enel Gre-

en Power avente a oggetto:

- il ridisegno, l’omogeneizzazione e standardizzazione

dei processi gestiti in conformità a leggi, regolamenti

e governance locali, garantendo quindi l’autonomia

gestionale del Gruppo Enel Green Power nei con-

fronti della Capogruppo Enel;

- l’eliminazione di step approvativi e attività a ridotto

valore aggiunto;

- l’eliminazione di duplicazioni di attività tra le Funzio-

ni centrali del Gruppo Enel Green Power e le aree/

Countries.

Gli obiettivi sopra descritti porteranno risultati in ter-

mini di:

- chiara e trasparente determinazione delle responsa-

bilità tra tutti gli attori nell’ambito dei processi;

- incremento dell’efficienza ed efficacia dei processi;

- identificazione di KPI per monitorare l’andamento

dei processi e di cost saving.

In un’ottica di integrazione e ricerca di sinergie è sta-

to realizzato il Cooperation Project, che ha coinvolto le

risorse di Enel Green Power Brasil e di Endesa Brasil e

che, come primi risultati, ha determinato il trasferimen-

to della sede di Enel Green Power Brasil presso Endesa

Brasil e la condivisione degli stessi fornitori.

> Global catalogue: prodotto del progetto Global Profes-

sional System cui il Gruppo Enel Green Power partecipa

e che mira a creare un catalogo globale delle compe-

tenze tecnico-professionali di ciascuna famiglia e area

professionale per:

- omogeneizzare job/ruoli professionali;

- favorire e migliorare la mobilità delle persone;

- identificare le competenze critiche di ciascun ruolo;

- rafforzare le carriere tecnico-professionali puntando

su una visione globale.

> SAP HR Global: progetto che mira a fornire alla Funzione

Personale e Organizzazione una univocità di processi,

sistemi, report e dati omogenei tramite la creazione di

un sistema unico globale e integrato con i sistemi locali.

I risultati attesi sono la standardizzazione e maggiore

efficienza dei processi delle risorse umane e la migliore

disponibilità di dati consolidati attraverso l’integrazio-

ne e il consolidamento di processi e sistemi.

> Telelavoro: progetto pilota attualmente della durata di

un anno (maggio 2012 - aprile 2013) che ha coinvolto

40 risorse dell’Area Commerciale di Enel.si. Il progetto

prevede la stipula di un accordo che mira a facilitare il

lavoro al di fuori degli uffici e a determinare un rappor-

to lavoratore-azienda basato sulla produttività e i risul-

tati, promuovendo l’equilibrio tra esigenze familiari e

organizzativo-lavorative. Eventuali saving derivanti da

tale iniziativa saranno reinvestiti in benefíci per i dipen-

denti coinvolti.

Sviluppo e formazione

Nel corso del 2012 sono state realizzate iniziative di svilup-

po e formazione con l’obiettivo di favorire l’integrazione

internazionale, approfondire il livello di conoscenza delle

persone che fanno parte del Gruppo Enel Green Power,

migliorare il processo di condivisione e omogeneizzazio-

ne delle best practice tecniche e gestionali, migliorare le

competenze linguistiche delle persone e supportare l’al-

lineamento dei comportamenti al modello di leadership

adottato dal Gruppo.

Le principali iniziative hanno riguardato:

> attività di ricerca e individuazione dei “talenti” presenti

nell’ambito del perimetro Enel Green Power e proget-

tazione delle azioni di sviluppo tese a favorire il per-

corso di crescita professionale e il rafforzamento delle

competenze manageriali;

> lancio e realizzazione dell’“Indagine di Clima e Sicurez-

za 2012” con partecipazione pari all’ 85% delle risorse

sul totale della popolazione del Gruppo;

> progettazione ed erogazione di interventi di formazio-

ne manageriale:

- “Top Team Training”, rivolto al top team di Enel Green

Power con l’obiettivo di attivare un confronto all’in-

79

terno del team per comprendere lo stato attuale

dell’integrazione, gli impatti del progetto One Com-

pany e acquisire una vista generale delle competenze

chiave che fanno riferimento alla innovazione;

- “Project Management Culture”, rivolto a project ma-

nager, project engineer e construction manager della

Funzione Engineering & Construction con l’obiettivo

di creare una cultura di project management omoge-

nea e sviluppare un linguaggio comune sulla modali-

tà di gestione di progetti complessi;

- “O&M Citizens - Follow up”, rivolto ai colleghi della

Funzione Operation & Maintenance con l’obiettivo

di rafforzare la consapevolezza del tema Execution

e realizzare la fase di impostazione e pianificazione

operativa di progetti di miglioramento della perfor-

mance della Funzione;

- “Energy Management Program”: moduli “Dispaccia-

mento e misura” ed “Energy Risk Market” rivolti alle

risorse della Funzione Energy Management con l’o-

biettivo di creare una base di conoscenze omogenea,

sviluppare un linguaggio comune e favorire la cono-

scenza reciproca tra i componenti del team;

- “Geotechnical Workshop”, rivolto alle risorse della Di-

sciplina Civile della Funzione Engineering & Construc-

tion con l’obiettivo di rafforzare le conoscenze relati-

ve al tema della geotecnica e favorire conoscenza e

integrazione tra le risorse del team;

- “Sei mesi safety”, rivolto ai neolaureati neoassunti

nelle Funzioni Operation & Maintenance ed Enginee-

ring & Construction di Enel Green Power con l’obiet-

tivo di accrescere le conoscenze e capacità in ambito

safety attraverso un’esperienza diretta nelle strutture

dedicate alla gestione di questo processo;

> gestione del processo “Performance Review 2012” che

ha coinvolto tutto il personale Enel Green Power in Ita-

lia (a esclusione degli operai) e delle Countries estere;

> erogazione dei corsi di formazione post-performance

review con l’obiettivo di sviluppare le aree di miglio-

ramento evidenziate dalla valutazione dei comporta-

menti del modello di leadership;

> gestione del processo di valutazione 360° (capo-riporti

diretti-peers) rivolta a manager (EVP, SVP, VP), membri

del Pool 1 e prime linee di Enel Green Power sulla base

dei comportamenti definiti nel modello di leadership

per il management;

> attività di supporto all’attuazione dei piani d’azione

sviluppati in risposta ai risultati emersi dall’Indagine di

clima 2010.

Consistenza e movimentazione del personale

La consistenza del personale nel Gruppo Enel Green Po-

wer è aumentata in linea con la crescita del business. In tal

senso il processo di recruitment assume un ruolo chiave

nell’ambito nelle politiche della Funzione Personale e Or-

ganizzazione puntando sulla mobilità internazionale del-

le risorse con maggior expertise tecnica verso le aree con

maggiori opportunità di business.

La consistenza del personale nel 2012 è esposta nel pro-

spetto seguente.

Consistenzainiziale

al 31.12.2011 Assunzioni CessazioniTrasferimenti Gruppo Enel

Consistenza finale al

31.12.2012

Italia ed Europa 1.983 144 53 57 2.131

Retail 94 6 1 4 103

Iberia e America Latina 832 232 142 (1) 921

Nord America 320 93 55 - 358

Totale 3.229 475 251 60 3.513


Suddivisione per età anagrafica

da 50 a 5926,55%

<3015,59%

>604,56%

da 30 a 3929,42%

da 40 a 4923,88%

Nella seguente tabella è rappresentata la mobilità delle risorse.

Mobilità internazionale

Destinazione

Provenienza Europa America Latina Nord America Nuovi Paesi Sud Africa Altri Paesi Totale

Europa 53 41 20 11 9 39 173

America Latina 4 12 - - - 2 18

Nord America 1 3 - - - 7 11

Totale 58 56 20 11 9 48 202

Mobilità internazionale per funzione (100%=202)

E&C; 73,8%

AFC;7,9%

BD; 6,4%Altro; 11,9%

Legenda: E&C: Engineering & ConstructionAFC: Amministrazione, Finanza e ControlloBD: Business Development

81

Relazioni industrialiPer quanto riguarda l’interlocuzione sindacale 2012, or-

mai stabilizzata la struttura organizzativa sulle basi del

confronto svoltosi nel 2011, meritano un cenno partico-

lare tre argomenti.

Il nuovo premio di produttività (accordo 20 dicembre

2011), caratterizzato da significative modifiche nella lo-

gica del decentramento e dell’anticipazione degli obiet-

tivi, assegnati a tutte le unità a inizio anno, oltre che dal-

la previsione di una differenziazione su base individuale

collegata alla performance review, estesa da quest’anno a

tutto il personale, operai compresi.

L’accordo sul telelavoro della forza vendita (28 marzo

2012), che ha trovato applicazione a tutto il personale

commerciale dell’area Retail.

L’accordo quadro (5 luglio 2012) per l’introduzione della

cosiddetta “black box” sugli autoveicoli aziendali ai fini di

accrescere la sicurezza alla guida e migliorare la gestione

dell’autoparco, già applicato nell’Area Geotermica e di

prossima estensione nelle restanti Aree.

Di rilevante importanza è stata la sottoscrizione del nuovo

modello di Relazioni Industriali Italia (17 luglio 2012) che

intende ribadire l’importanza del dialogo e di un clima co-

struttivo di relazioni sindacali partecipative attraverso re-

gole chiare, condivise e di immediata praticabilità che in

un clima di reciproca affidabilità possano facilitare il rag-

giungimento di intese finalizzate alla realizzazione della

strategia aziendale, riconoscendo e valorizzando il fattore

lavoro. In questo ambito è stato inoltre confermato il va-

lore del ruolo delle sedi di bilateralità, complementare alla

negoziazione, e della razionalizzazione del rapporto fra

livello nazionale e periferico di interlocuzione, in un equili-

brio compatibile con l’esigenza della condivisione del go-

verno dei processi, con particolare attenzione ai riflessi sui

dipendenti.

La seconda parte dell’anno, a livello di Gruppo e di settore,

è stata caratterizzata dall’avvio del negoziato per il rinno-

vo del CCNL 5 marzo 2010 per il triennio 1° gennaio 2013

- 31 dicembre 2015, che ha avuto la sua conclusione con

la firma del rinnovo in data 18 febbraio 2013, giunta al

termine di una lunga discussione condizionata dalla diffi-

cile congiuntura economica che sta interessando il settore

elettrico, oltre che il Paese in generale.

In concomitanza con il rinnovo contrattuale, è stata avvia-

ta a livello aziendale Enel la discussione con le organizza-

zioni sindacali riguardo al complesso scenario economico

e alle criticità del settore, accentuate dalle novità regola-

torie 2012 con impatto sulla gestione delle risorse (in par-

ticolare, riforma del sistema pensionistico), sottoscrivendo

nel mese di novembre un accordo quadro in materia di

“occupabilità”. Trattandosi di accordo quadro, faranno se-

guito nel 2013 i necessari appositi accordi.

A tale proposito, va altresì citato il piano per l’accompa-

gnamento graduale al pensionamento dei dipendenti

del Gruppo Enel in Italia, definito a dicembre 2012 come

“post employment benefit”, mirante a incentivare le uscite

volontarie offrendo un trattamento economico certo al

momento della cessazione del rapporto di lavoro, in linea

con l’esigenza di agevolare la gestione del ricambio gene-

razionale (potenziali interessati i dipendenti con almeno

55 anni e anzianità di servizio nell’ambito del Gruppo di

almeno 15 anni, prospettiva pensionistica entro un termi-

ne di quattro anni).

Con riferimento alle Countries, sono proseguiti l’opera di

integrazione con le strutture di relazioni sindacali centra-

le e di Gruppo, in applicazione del nuovo modello globale

di relazioni industriali internazionali, così come l’analisi e

il confronto tra i diversi sistemi di normativa del lavoro e

contrattazione collettiva. Il tutto in coerenza con il pro-

getto One Company, nel quale si inserisce anche la revi-

sione dei processi di industrial relations, formalizzata in

apposita policy divisionale, che stabilisce responsabilità e

modalità di azione delle strutture centrali e locali in una

logica di semplificazione e ottimizzazione delle rispetti-

ve attività. Il Gruppo Enel ha instaurato fin dalle origini,

e gradualmente anche nel processo di internazionalizza-

zione degli ultimi anni, un rapporto aperto e pienamente

collaborativo con le rappresentanze sindacali. Ciò è con-

fermato dall’elevata percentuale di dipendenti del Grup-

po coperti da accordi di contrattazione collettiva, non sol-

tanto in Italia (dove sono la totalità) ma anche nei Paesi in

cui, storicamente, vi è una tradizione meno consolidata di

collaborazione tra sistema industriale e rappresentanze

sindacali.

Merita infine richiamare, tra gli altri temi trasversali di re-

lazioni industriali del Gruppo Enel, seguiti come società

e di particolare interesse per Enel Green Power, l’evolu-

zione del nuovo modello globale di relazioni industriali

internazionali, già integrato con gli elementi fondanti la


matrice internazionale del Gruppo, quali il Codice Etico, il

Modello di Leadership, il Modello Manageriale e le strate-

gie di Corporate Social Responsibility, verso una forma di

accordo sindacale (International Framework Agreeement)

con le rappresentanze delle organizzazioni sindacali inter-

nazionali (Memorandum of Understanding del 18 dicem-

bre 2012). Tale accordo si propone di diventare il punto di

riferimento per le attività delle relazioni industriali a livello

globale, in modo da assicurare un approccio integrato e

coerente pur nella considerazione delle specificità di cia-

scun Paese in cui Enel opera.

Inoltre, a dicembre, è stato rinnovato l’Accordo del Comi-

tato Aziendale Europeo Enel per altri quattro anni.

83

Disciplina delle società controllate estere extra UESi attesta che alla data di approvazione da parte del Con-

siglio di Amministrazione del Bilancio di Enel Green Power

SpA relativo all’esercizio 2012 – vale a dire l’11 marzo

2013 – sussistono nell’ambito del Gruppo Enel Green Po-

wer le condizioni per la quotazione delle azioni di società

controllanti società costituite e regolate dalla legge di Sta-

ti non appartenenti all’Unione Europea (per brevità, nel

prosieguo definite “società controllate estere extra UE”)

dettata dalla CONSOB nell’art. 36 del Regolamento Mer-

cati (approvato con deliberazione n. 16191 del 29 ottobre

2007 e successive modificazioni).

In particolare, si segnala al riguardo che:

a) in applicazione dei parametri di significativa rilevanza

ai fini del consolidamento, introdotti nell’art. 36, com-

ma 2, del Regolamento Mercati CONSOB, sono state

individuate nell’ambito del Gruppo Enel Green Power

37 società controllate estere extra UE cui la disciplina in

questione risulta applicabile in base ai dati del Bilancio

consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31 dicem-

bre 2011.

Trattasi, in particolare, delle seguenti società: 1) Enel

Fortuna SA; 2) Enel Green Power North America Inc.; 3)

Essex Company; 4) Enel Geothermal LLC; 5) Enel Brasil

Participações Ltda; 6) Renovables de Guatemala SA; 7)

Smoky Hills Wind Project II LLC; 8) Texkan Wind LLC; 9)

Enel Green Power Canada Inc.; 10) Nevkan Renewables

LLC; 11) Enel Panama SA; 12) Enel Latin America (Chile)

Ltda; 13) Enel Stillwater LLC; 14) Smoky Hills Wind Farm

LLC; 15) Empresa Eléctrica Panguipulli SA; 16) Hydro De-

velopment Group Inc.; 17) Empresa Eléctrica Puyehue

SA; 18) Geotérmica del Norte SA; 19) Snyder Wind Farm

LLC; 20) Enel Kansas LLC; 21) Enel Nevkan Inc.; 22) Enel

Texkan Inc.; 23) Chi Hydroelectric Company Inc.; 24)

Enel Salt Wells LLC; 25) Primavera Energia SA; 26) Pa-

doma Wind Power LLC; 27) Isamu Ikeda Energia SA; 28)

Generadora de Occidente Ltda; 29) Impulsora Nacional

de Electricidad Srl de Cv; 30) Boott Hydropower Inc.;

31) Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de Cv;

32) Enel de Costa Rica SA; 33) Energía Alerce Ltda; 34)

Enel Cove Fort LLC; 35) Canastota Wind Power LLC; 36)

Apiacás Energia SA; 37) Proveedora de Electricidad de

Occidente Srl de Cv;

b) lo Stato patrimoniale e il Conto economico del Bilancio

2012 di tutte le società sopra indicate, quali inseriti nel

reporting package utilizzato ai fini della redazione del

Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power, ver-

ranno messi a disposizione del pubblico da parte di Enel

Green Power SpA almeno 15 giorni prima della data pre-

vista per lo svolgimento dell’Assemblea ordinaria annua-

le – che verrà convocata per l’approvazione del Bilancio

di esercizio 2012 di Enel Green Power SpA – contestual-

mente ai prospetti riepilogativi dei dati essenziali dell’ul-

timo bilancio della generalità delle società controllate e

collegate (ai sensi di quanto al riguardo disposto dall’art.

77, comma 2 bis, del Regolamento Emittenti CONSOB

approvato con deliberazione n. 11971 del 14 maggio

1999 e successive modificazioni);

c) gli statuti, la composizione e i poteri degli organi sociali

di tutte le società sopra indicate sono stati acquisiti da

parte di Enel Green Power SpA e sono tenuti a dispo-

sizione della CONSOB, in versione aggiornata, ove da

parte di quest’ultima fosse avanzata specifica richiesta

di esibizione a fini di vigilanza (secondo quanto previ-

sto dall’art. 36, comma 1, lett. b) del Regolamento Mer-

cati CONSOB);

d) è stato verificato da parte di Enel Green Power SpA che

tutte le società sopra indicate:

> (i) forniscono al revisore di Enel Green Power SpA

le informazioni necessarie al revisore medesimo per

condurre l’attività di controllo dei conti annuali e

infra-annuali della stessa Enel Green Power SpA (se-

condo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. c),

punto i) del Regolamento Mercati CONSOB);

> (ii) dispongono di un sistema amministrativo-contabi-

le idoneo a fare pervenire regolarmente alla direzione

e al revisore di Enel Green Power SpA i dati economici,

patrimoniali e finanziari necessari per la redazione del

bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power (se-

condo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. c),

punto ii) del Regolamento Mercati CONSOB).


Disciplina delle società controllate sottoposte all’attività di direzione e coordinamento di altra societàSi attesta che Enel Green Power SpA soddisfa le condizioni

richieste per la quotazione di azioni di società controlla-

te sottoposte all’attività di direzione e coordinamento di

un’altra società quotata, di cui all’art. 37, comma 1, del

Regolamento Mercati (approvato con deliberazione n.

16191 del 29 ottobre 2007, come successivamente modi-

ficato).

In particolare, al riguardo si segnala che Enel Green Power

SpA, in quanto società controllata sottoposta all’attività di

direzione e coordinamento di altra società:

a) ha adempiuto e adempie regolarmente agli obblighi di

pubblicità previsti dall’art. 2497 bis del codice civile;

b) ha un’autonoma capacità negoziale nei rapporti con la

clientela e i fornitori;

c) ha in essere con Enel SpA un rapporto di tesoreria ac-

centrata che risponde all’interesse sociale in quanto

garantisce una maggiore capacità di pianificazione,

monitoraggio e copertura dei fabbisogni finanziari e

quindi un’ottimizzazione della gestione della liquidità

e consente inoltre di ottenere condizioni competitive

del servizio avvalendosi dell’esperienza specializzata

e consolidata della controllante nell’erogazione di tali

servizi e di un’efficace capacità di accesso al sistema

bancario e finanziario, come verificato dal Collegio Sin-

dacale;

d) dispone di un Comitato controllo e rischi, che svolge in

Enel Green Power SpA anche le funzioni di Comitato

parti correlate, e di un Comitato per le nomine e le re-

munerazioni composti esclusivamente da Amministra-

tori indipendenti (così come definiti dal comma 1 bis

dello stesso art. 37 del Regolamento Mercati). Enel Gre-

en Power SpA, in quanto società controllata sottoposta

ad attività di direzione e coordinamento di altra società

italiana con azioni quotate in un mercato regolamen-

tato, dispone altresì di un Consiglio di Amministrazione

composto in maggioranza da Amministratori indipen-

denti.

85

Informativa sulle parti correlateLe parti correlate sono state individuate sulla base di

quanto disposto dai princípi contabili internazionali e dal-

la procedura per la disciplina delle operazioni con parti

correlate approvata in data 1° dicembre 2010 dal Consi-

glio di Amministrazione di Enel Green Power SpA, previo

parere del Comitato per il Controllo Interno reso in data

23 novembre 2010.

Tale procedura (disponibile all’indirizzo internet http://

www.enelgreenpower.com/it-IT/company/governance/

related_parties/) individua una serie di regole volte ad as-

sicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia

procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata

adottata in attuazione di quanto disposto dall’art. 2391

bis del codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dal-

la CONSOB.

In particolare, nel corso del 2012, i rapporti con parti cor-

relate hanno riguardato specifiche attività, tra cui:

> gestione del rischio generato dalla variazione dei tassi

di interesse e dei tassi di cambio;

> erogazione di prestazioni professionali e servizi;

> gestione di servizi comuni;

> compravendita di energia;

> compravendita di certificati verdi e bianchi.

Ai rapporti sopra descritti occorre aggiungere l’esercizio

dell’opzione per il “Consolidato Fiscale Nazionale” con la

controllante Enel SpA.

Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (decreto del

Presidente della Repubblica 917/1986, artt. 117 e seguen-

ti) relativa al regime fiscale di tassazione di Gruppo deno-

minato “Consolidato Fiscale Nazionale”, la Capogruppo

ha rinnovato congiuntamente con la società controllante

Enel l’opzione per il regime del “Consolidato Fiscale Nazio-

nale” per il periodo 2010-2012, regolando conseguente-

mente tutti i reciproci obblighi e responsabilità.

Si evidenzia che nei mesi di novembre e dicembre 2012

sono state approvate alcune operazioni qualificate come

operazioni ordinarie di maggiore rilevanza compiute per il

tramite di una società controllata e concluse a condizioni

equivalenti a quelle di mercato o standard.

Tali operazioni rientrano nelle ipotesi di esenzione di cui

all’art. 13, comma 3, lett. c), del “Regolamento recante

disposizioni in materia di operazioni con parti correla-

te” adottato dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12

marzo 2010 e successive modifiche (“Regolamento Parti

Correlate”) e della procedura al riguardo adottata da Enel

Green Power in attuazione del Regolamento stesso. In

quanto tali, esse non sono dunque soggette agli obblighi

di pubblicazione previsti per le operazioni con parti cor-

relate di maggiore rilevanza dall’art. 5, commi da 1 a 7,

del Regolamento Parti Correlate. Dette operazioni sono

state comunque oggetto di specifica comunicazione alla

CONSOB secondo quanto previsto dal richiamato art. 13,

comma 3, lett. c). Di seguito si riepilogano le principali ca-

ratteristiche di tali operazioni.

Controparte dell’operazione: Empresa Nacional de Electri-

cidad SA.

Oggetto: vendita dell’energia elettrica che sarà prodotta

dagli impianti di Valle de Los Vientos e Taltal, da parte di

Enel Latin America (Chile) Ltda in favore di Empresa Na-

cional de Electricidad SA per un periodo di vent’anni a de-

correre dalla data di entrata in esercizio di ciascuno di essi.

Corrispettivo: valore massimo teorico dell’operazione ri-

compreso tra un minimo di circa 870 milioni di dollari

statunitensi e un massimo di circa 1.320 milioni di dollari

statunitensi.

Controparte dell’operazione: Enel Finance International NV.

Oggetto e corrispettivo: due contratti di finanziamento

aventi a oggetto due linee di credito di 500 milioni di euro

(totale 1 miliardo di euro) tra Enel Green Power Interna-

tional BV ed Enel Finance International NV. Le condizioni

negoziate nei contratti di finanziamento sono in linea con

quelle ottenibili sul mercato del debito con le migliori con-

troparti finanziarie esistenti anche per contratti di importo

inferiore, ma di uguale durata rispetto ai suddetti contratti.


Controparte dell’operazione: Enel Energie ed Enel Energie

Muntenia.

Oggetto: due contratti di compravendita di certificati

verdi rispettivamente relativi al primo semestre 2013 e al

secondo semestre 2013 - primo semestre 2023 fra Enel

Green Power Romania Srl ed Enel Energie/Enel Energie

Muntenia.

Corrispettivo: per il primo contratto il valore si attesterà tra

un minimo di 21,6 milioni di euro e un massimo di circa

73,2 milioni di euro, per il secondo contratto tra un mini-

mo di 656,7 milioni di euro e un massimo di 1.539 milioni

di euro.


Oggetto e corrispettivo: rinnovo del contratto di finanzia-

mento per 1,2 miliardi di euro tra Enel Green Power Inter-

national BV ed Enel Finance International NV. Le condizio-

ni di rinnovo sono in linea con le condizioni ottenibili sul

mercato del debito con le migliori controparti finanziarie

esistenti anche per contratti di importo inferiore, ma di

uguale durata rispetto al suddetto contratto.

Si precisa che, in tutte le operazioni suddette, la contro-

parte dell’operazione è parte correlata di Enel Green Po-

wer in quanto condivide con quest’ultima il medesimo

soggetto controllante, Enel SpA.

87

Prospetto di raccordo tra patrimonio netto e risultato di Enel Green Power SpA e i corrispondenti dati consolidatiAi sensi della comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, viene riportato di seguito il prospetto di

raccordo tra il risultato dell’esercizio e il patrimonio netto del Gruppo e gli analoghi valori della Capogruppo.

Milioni di euro Conto economico Patrimonio netto

2012 2011 al 31.12.2012 al 31.12.2011

Valori di Enel Green Power SpA 236 247 6.508 6.397

Valore di carico e rettifiche di valore delle partecipazioni consolidate e di quelle valutate con il metodo del patrimonio netto 47 46 (8.576) (6.999)

Patrimonio netto e risultato dell’esercizio (determinati in base a princípi omogenei) delle imprese e gruppi consolidati e di quelli valutati con il metodo del patrimonio netto, al netto delle quote di competenza degli azionisti terzi 225 211 8.535 6.861

Dividendi infragruppo (73) (29) - -

Differenze da consolidamento a livello di consolidato di Gruppo (22) (67) 631 638

Totale Gruppo 413 408 7.098 6.897

Totale terzi 78 106 874 841

BILANCIO CONSOLIDATO 491 514 7.972 7.738

Bilancio consolidato

90 Bilancio consolidatoEnel Green Power Bilancio consolidato 2012

Prospetti contabili consolidatiConto economico consolidato

Milioni di euro Note

2012 2011

di cui con parti

correlate

di cui con parti

correlate

Ricavi e proventi

Ricavi delle vendite e delle prestazioni 6.a 2.565 1.225 2.253 1.176

Altri ricavi e proventi 6.b 131 14 286 12

2.696 2.539

Costi

Materie prime e materiali di consumo 7.a 371 34 431 34

Servizi 7.b 431 90 352 99

Costo del personale 7.c 242 213

Ammortamenti e perdite di valore 7.d 706 670

Altri costi operativi 7.e 128 27 68 1

Costi per lavori interni capitalizzati (162) (120)

1.716 1.614

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity 8 (8) (5) (12) (9)

Utile operativo 972 913

Proventi/(Oneri) finanziari netti 9 (230) (156) (163) (136)

Proventi finanziari 133 4 128 3

Oneri finanziari (363) (160) (291) (139)

Quota proventi/(oneri) netti da partecipazioni valutatecon il metodo del patrimonio netto

10 47 46

Utile prima delle imposte 789 796

Imposte 11 298 282

Utile dell’esercizio 491 514

Quota di pertinenza del Gruppo 413 408

Interessenze di minoranza 78 106

Utile per azione: base e diluito (in euro) 0,08 0,08

91

Prospetto dell’utile consolidato complessivo rilevato nell’esercizio


2012 2011

Utile dell’esercizio rilevato a Conto economico 25 491 514

Altre componenti di Conto economico complessivo:

Variazione fair value derivati di copertura cash flow hedge (14) (18)

Utile/(Perdita) da differenze cambio da traduzione (86) 24

Utile/(Perdita) dell’esercizio rilevato direttamente a patrimonio netto (al netto dell’effetto fiscale) (100) 6

Totale utile rilevato nell’esercizio 391 520

Quota di pertinenza:

- Gruppo 325 411

- interessenze di minoranza 66 109


Stato patrimoniale consolidatoMilioni di euro Note

ATTIVITà al 31.12.2012 al 31.12.2011

di cui con parti

correlate

di cui con parti correlate

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari 12 10.878 26 10.172 30

Attività immateriali 13 1.260 1.299

Avviamento 14 942 858

Attività per imposte anticipate 15 297 323

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 16 533 488

Attività finanziarie non correnti 17 328 14 335 34

Altre attività non correnti 18 83 53

14.321 13.528

Attività correnti

Rimanenze 19 64 61

Crediti commerciali 20 571 203 529 260

Crediti tributari 21 63 6 44 18

Attività finanziarie correnti 22 428 370 163 19

Altre attività correnti 23 344 22 275 6

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 24 333 349

1.803 1.421

Attività possedute per la vendita - 4

TOTALE ATTIVITà 16.124 14.953

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà

Patrimonio netto del Gruppo 25

Capitale sociale 1.000 1.000

Riserve 5.685 5.489

Utile dell’esercizio del Gruppo 413 408

7.098 6.897

Interessenze di minoranza 26 874 841

- di cui risultato dell’esercizio 78 106

TOTALE PATRIMONIO NETTO 7.972 7.738

Passività non correnti

Finanziamenti a lungo termine 27 4.617 2.491 3.733 2.306

TFR e altri benefíci ai dipendenti 28 46 43

Fondi rischi e oneri 29 101 99

Passività per imposte differite 15 584 600

Passività finanziarie non correnti 30 67 34 40 14

Altre passività non correnti 31 137 123

5.552 4.638

Passività correnti

Finanziamenti a breve termine 32 818 725 867 822

Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 27 202 256

Quote correnti dei fondi a lungo termine e fondi a breve termine 29 2 2

Debiti commerciali 33 1.070 302 1.033 267

Debiti per imposte sul reddito 34 44 93 3

Altre passività correnti 35 375 17 203 24

Passività finanziarie correnti 36 89 71 123 84

2.600 2.577

Passività possedute per la vendita - -

TOTALE PASSIVITà 8.152 7.215

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà 16.124 14.953

93

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

Riserve

Milioni di euroCapitale

sociale

Riserve da valutazione

strumenti finanziari

CFHRiserva di

traduzioneAltre riserve

diverse

Totale altre

riserve

Utile dell’esercizio

del Gruppo

Patrimonio netto del

GruppoInteressenze

di terzi

Totale patrimonio

netto

Al 31 dicembre 2010 1.000 (12) 54 5.128 5.170 452 6.622 722 7.344

Utile rilevato direttamente a patrimonio netto - (18) 21 - 3 - 3 3 6

Utile dell’esercizio - - - - - 408 408 106 514

Conto economico complessivo - (18) 21 - 3 408 411 109 520

Allocazione risultato d’esercizio - - - 452 452 (452) - - -

Dividendi pagati - - - (136) (136) - (136) (31) (167)

Variazione area di consolidamento - - - - - - - 41 41

Al 31 dicembre 2011 1.000 (30) 75 5.444 5.489 408 6.897 841 7.738

Riserve

Milioni di euroCapitale

sociale

Riserve da valutazione

strumenti finanziari

CFHRiserva di

traduzioneAltre riserve

diverse

Totale altre

riserve

Utile dell’esercizio

del Gruppo

Patrimonio netto del

GruppoInteressenze

di terzi

Totale patrimonio

netto

Al 31 dicembre 2011 1.000 (30) 75 5.444 5.489 408 6.897 841 7.738

Utile rilevato direttamente a patrimonio netto - (8) (80) - (88) - (88) (12) (100)

Utile dell’esercizio - - - - - 413 413 78 491

Conto economico complessivo - (8) (80) - (88) 413 325 66 391

Allocazione risultato dell’esercizio - - - 408 408 (408) - - -

Dividendi pagati - - - (124) (124) - (124) (33) (157)

Al 31 dicembre 2012 1.000 (38) (5) 5.728 5.685 413 7.098 874 7.972


Rendiconto finanziario consolidato


2012di cui con

parti correlate 2011di cui con

parti correlate

Utile prima delle Imposte 789 796

Rettifiche per:

Ammortamenti e perdite di valore 7.d 706 670

Accantonamenti ai fondi rischi e oneri e TFR e altri benefíci ai dipendenti 4 2

Quota (proventi)/oneri netti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 10 (47) (46)

(Proventi)/Oneri finanziari netti 9 230 156 163 101

(Plusvalenze)/Minusvalenze e altri elementi non monetari (55) (188)

Flusso di cassa generato da attività operativa prima delle variazioni del capitale circolante netto 1.627 1.397

Incremento/(Decremento) fondi rischi e oneri e TFR e altri benefíci ai dipendenti (13) (37)

(Incremento)/Decremento di rimanenze (3) 57

(Incremento)/Decremento crediti e debiti commerciali 39 (22) 218 (86)

(Incremento)/Decremento di altre attività/passività correnti e non correnti (62) (6) 16 (26)

Interessi attivi/(passivi) e altri proventi/(oneri) finanziari incassati/(pagati) (249) (153) (177) (117)

Imposte pagate (280) (216)

Flusso di cassa da attività operativa (a) 1.059 1.258

Investimenti in immobili, impianti e macchinari 12 (1.226) (1.536)

Investimenti in attività immateriali 13 (31) (21)

Investimenti in imprese o rami di imprese per success fee (29) (99)

Investimenti in imprese o rami di imprese al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti 4 (113) (57)

Dismissioni di imprese o rami di imprese al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti - 21

(Incremento)/Decremento di altre attività di investimento (58) (47)

Dividendi incassati da società collegate 41 18

Flusso di cassa da attività di investimento (b) (1.416) (1.721)

Nuove emissioni/(rimborsi) di debiti finanziari a lungo termine 27 1.095 185 2.121 1.656

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari 27 (605) 242 (1.377) (678)

Dividendi e acconti sui dividendi pagati (147) 100 (136) (94)

Flusso di cassa da attività di finanziamento (c) 343 608

Effetto variazione dei cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (d) (2) 5

Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (a+b+c+d) 24 (16) 150

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all’inizio dell’esercizio 349 199

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell’esercizio 333 349

95

Note di commentoPremessaLa Società Enel Green Power SpA, operante nel settore

della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

e in particolare da fonte idroelettrica, eolica, geotermica,

solare e da altre fonti, ha sede in Italia, a Roma, in viale

Regina Margherita 125.

Il Bilancio consolidato della Società per l’esercizio chiuso al

31 dicembre 2012 comprende i bilanci della Società, delle

sue controllate e delle imprese a controllo congiunto (“il

Gruppo”), nonché la quota di partecipazione del Gruppo

in società collegate. L’elenco delle società controllate, col-

legate e a controllo congiunto incluse nell’area di consoli-

damento è riportato in allegato.

La pubblicazione del presente Bilancio consolidato è stata

autorizzata dagli Amministratori in data 11 marzo 2013.

1Princípi contabili e criteri di valutazione

Conformità agli IFRS/IAS

Il Bilancio consolidato relativo all’esercizio chiuso al 31 di-

cembre 2012 è stato predisposto in conformità ai princípi

contabili internazionali (International Accounting Stan-

dards - IAS e International Financial Reporting Standards

- IFRS) emanati dall’International Accounting Standards

Board (IASB) e alle interpretazioni emesse dall’Internatio-

nal Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC)

e dallo Standing Interpretations Committee (SIC), ricono-

sciuti nell’Unione Europea ai sensi del regolamento (CE)

n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura dell’esercizio. L’in-

sieme di tutti i princípi e le interpretazioni di riferimento

sopraindicati è di seguito definito “IFRS-EU”.

Il presente bilancio è stato predisposto in attuazione del

comma 3 dell’art. 9 del decreto legislativo n. 38 del 28 feb-

braio 2005.

Base di presentazione

Il Bilancio consolidato è costituito dal Conto economico

consolidato, dal Prospetto dell’utile (perdita) consolidato

complessivo rilevato nell’esercizio, dallo Stato patrimonia-

le consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patrimo-

nio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario consoli-

dato, nonché dalle relative Note di commento.

Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione

delle attività e passività è effettuata secondo il criterio

“corrente/non corrente” con specifica separazione delle

attività possedute per la vendita e delle passività associa-

te ad attività possedute per la vendita, qualora presenti.

Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e

mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizza-

te, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della

Società o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell’esercizio;

le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l’e-

stinzione nel normale ciclo operativo della Società o nei

dodici mesi successivi alla chiusura dell’esercizio.

Il Conto economico consolidato è classificato in base alla

natura dei costi, mentre il Rendiconto finanziario consoli-

dato è presentato utilizzando il metodo indiretto.

La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bi-

lancio consolidato è l’euro, valuta funzionale della Capo-

gruppo Enel Green Power SpA; tutti i valori sono espressi

in milioni di euro, tranne quando diversamente indicato.

Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuità

aziendale applicando il metodo del costo storico, a ecce-

zione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono

rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazio-

ne delle singole voci.

Gli schemi del Conto economico consolidato, dello Sta-

to patrimoniale consolidato e del Rendiconto finanziario

consolidato evidenziano le transazioni con parti correlate,

per la cui definizione si rimanda al paragrafo successivo.


Uso di stime e giudizi del management

La redazione del bilancio, in applicazione degli IFRS-EU,

richiede che il management prenda decisioni ed effettui

stime e assunzioni che possono aver effetto sui valori dei

ricavi, dei costi, delle attività e delle passività di bilancio e

sulla relativa informativa, nonché sulle attività e passività

potenziali alla data di riferimento. Le stime e le decisio-

ni assunte dal management si basano sulle esperienze

pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella

fattispecie; vengono adottate quando il valore contabi-

le delle attività e passività non è facilmente desumibile

da altre fonti. I risultati che si consuntiveranno, pertanto,

potrebbero differire da tali stime. Le stime e le assunzio-

ni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni varia-

zione sono riflessi a Conto economico, qualora la stessa

interessi solo quell’esercizio. Nel caso in cui la revisione

interessi esercizi sia correnti sia futuri, la variazione è rile-

vata nell’esercizio in cui la revisione viene effettuata e nei

relativi periodi futuri.

Al fine di una migliore comprensione del bilancio, di se-

guito sono indicate le principali voci di bilancio interessate

dall’uso di stime contabili e le fattispecie che risentono di

una significativa componente del giudizio del manage-

ment, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel

loro processo di valutazione, nel rispetto dei sopra richia-

mati princípi contabili internazionali. La criticità insita in

tali valutazioni è determinata, infatti, dal ricorso ad assun-

zioni e/o a giudizi professionali relativi a tematiche per

loro natura incerte.

Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e

dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto

significativo sui risultati successivi.

Uso di stime

Pensioni e altre prestazioni post-pensionamento

Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani

pensionistici che offrono prestazioni previdenziali basate

sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcu-

ni dipendenti beneficiano, inoltre, della copertura di altri

piani di benefíci post-pensionamento.

I calcoli dei costi e delle passività associate a tali piani sono

basati su stime effettuate da consulenti attuariali, che utiliz-

zano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui

dati statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi

futuri. Sono inoltre considerati come componenti di stima

gli indici di mortalità e di recesso, le ipotesi relative all’evo-

luzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle

retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonché l’analisi dell’an-

damento tendenziale dei costi dell’assistenza sanitaria.

Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati

effettivi, per effetto dell’evoluzione delle condizioni eco-

nomiche e di mercato, di incrementi/riduzione dei tassi di

recesso e della durata di vita dei partecipanti, oltre che di

variazioni dei costi effettivi dell’assistenza sanitaria.

Tali differenze potranno avere un impatto significativo

sulla quantificazione della spesa previdenziale e degli altri

oneri a questa collegati.

Recuperabilità di attività non correnti

Il valore contabile delle attività non correnti e delle atti-

vità destinate alla dismissione viene sottoposto a verifica

periodica e ogni qualvolta le circostanze o gli eventi ne ri-

chiedano una più frequente verifica. L’avviamento viene

sottoposto a verifica almeno annualmente. Tali verifiche di

recuperabilità vengono svolte secondo i criteri previsti dal-

lo IAS 36 e più dettagliatamente descritti nella successiva

Nota 3.

Nel caso di attività destinate alla dismissione, le valuta-

zioni non sono effettuate secondo logiche di determi-

nazione del valore basate sull’utilizzo di tali beni, bensì

sull’ammontare ritenuto recuperabile attraverso la loro

alienazione, tenuto conto anche delle offerte già raccolte

da terze parti interessate all’acquisto.

Qualora si ritenga che il valore contabile di un gruppo di

attività immobilizzate abbia subíto una perdita di valore,

lo stesso è svalutato fino a concorrenza del relativo valore

recuperabile, stimato con riferimento al suo utilizzo e ces-

sione futura, a seconda di quanto stabilito nei più recenti

piani aziendali.

Si ritiene che le stime di tali valori recuperabili siano ragio-

nevoli; tuttavia, possibili variazioni dei fattori di stima su

cui si basa il calcolo dei predetti valori recuperabili potreb-

bero produrre valutazioni diverse. L’analisi di ciascuno dei

gruppi di attività immobilizzate è unica e richiede alla di-

rezione aziendale l’uso di stime e ipotesi considerate pru-

denti e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze.

Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impian-

ti della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge

134/2012

La legge 7 agosto 2012, n. 134 recante “Misure urgenti

per la crescita del Paese”, pubblicata nella Gazzetta Uffi-

ciale in data 11 agosto 2012, ha profondamente innovato

la disciplina delle concessioni idroelettriche italiane preve-

97

dendo, tra l’altro, che cinque anni prima dello scadere di

una concessione di grande derivazione per uso idroelet-

trico e nei casi di decadenza, rinuncia e revoca, ove non

sussista un prevalente interesse pubblico a un diverso uso

delle acque, incompatibile con il mantenimento dell’uso

a fine idroelettrico, l’amministrazione competente indice

una gara a evidenza pubblica per l’attribuzione a titolo

oneroso della concessione per un periodo di durata di

venti anni fino a un massimo di trenta anni.

Al fine di garantire la continuità gestionale, la legge di

cui sopra ha altresì stabilito le modalità di trasferimento

dal concessionario uscente al nuovo concessionario del-

la titolarità del ramo di azienda necessario per l’esercizio

della concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici

afferenti alla concessione stessa, dietro il riconoscimento

di un corrispettivo da determinarsi in contradditorio tra il

concessionario uscente e l’amministrazione concedente,

tenuto conto dei seguenti elementi:

> per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte

forzate e i canali di scarico, considerati gratuitamente

devolvibili dal Testo unico delle disposizioni di legge

sulle acque e impianti elettrici (art. 25 del Regio De-

creto 11 dicembre 1933, n. 1775), il corrispettivo sarà

determinato sulla base del costo storico rivalutato, cal-

colato al netto dei contributi pubblici in conto capitale,

anch’essi rivalutati, ricevuti dal concessionario per la re-

alizzazione di tali opere, diminuito della misura del’or-

dinario degrado;

> per i beni materiali diversi dai precedenti, il corrispet-

tivo sarà determinato sulla base del valore di mercato,

inteso come valore di ricostruzione a nuovo diminuito

della misura dell’ordinario degrado.

Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce impor-

tanti novità in materia di trasferimento della titolarità del

ramo di azienda relativo all’esercizio delle concessioni idro-

elettriche, risultano evidenti tutte le difficoltà legate all’ap-

plicazione pratica dei suddetti princípi, cui rimangono as-

sociate alcune incertezze che non consentono di effettuare

una stima affidabile del valore che potrà essere recuperato

al termine delle attuali concessioni (valore residuo).

I principali elementi di incertezza sono i seguenti:

> il corrispettivo per il trasferimento del ramo di azienda

dovrà essere concordato con l’amministrazione con-

cedente cinque anni prima della scadenza della con-

cessione, sulla base di parametri tecnico-economici,

attualmente non disponibili e che saranno resi noti con

decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, su pa-

rere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas;

> è verosimile ritenere che l’iter per la quantificazione

di tale valore passi per un processo di accertamento

caratterizzato da elementi aleatori non marginali, in

particolare con riferimento all’identificazione del nor-

male deperimento subíto dai beni in discussione e agli

atteggiamenti che potranno assumere le diverse con-

troparti;

> la legge stessa, riconoscendo l’esistenza di obiettive

incertezze legate alla determinazione del corrispettivo,

sin d’ora prevede che in caso di mancato accordo tra

concessionario e concedente si debba far ricorso a tre

soggetti terzi qualificati e indipendenti (di cui due indi-

cati rispettivamente da ciascuna delle parti e il terzo dal

Presidente del Tribunale delle acque pubbliche territo-

rialmente competente);

> a oggi, non è disponibile alcun dato storico cui poter

fare riferimento poiché la norma non ha ancora trovato

applicazione.

In ragione dei suddetti elementi di indeterminatezza, gli

Amministratori hanno ritenuto di non poter procedere a

una stima ragionevole e affidabile del valore residuo.

Questa modifica normativa, la cui applicazione impone

comunque al concessionario subentrante di corrisponde-

re un corrispettivo al concessionario uscente, ha indotto il

management a riconsiderare il periodo di ammortamen-

to dei beni definiti come gratuitamente devolvibili prima

della legge 134 (fino allo scorso anno stante la loro gra-

tuita devolvibilità era ancorato al termine più ravvicinato

fra quello della concessione e della vita utile del singolo

bene), commisurandolo non più alla durata della conces-

sione ma, se più ampia, alla vita economico-tecnica del

singolo bene. Allorquando si renderanno disponibili ele-

menti ulteriori per effettuare una stima affidabile del valo-

re residuo, si procederà alla modifica prospettica dei valori

contabili delle attività coinvolte.

Recupero futuro di imposte anticipate

Al 31 dicembre 2012 il bilancio comprende attività per im-

poste anticipate, connesse alla rilevazione di perdite fiscali

utilizzabili in esercizi successivi e a componenti di reddito

a deducibilità tributaria differita, per un importo il cui re-

cupero negli esercizi futuri è ritenuto dagli Amministratori

altamente probabile.

La recuperabilità delle suddette imposte anticipate è su-

bordinata al conseguimento di utili imponibili futuri suf-

ficientemente capienti per l’assorbimento delle predette


perdite fiscali e per l’utilizzo dei benefíci delle altre attivi-

tà fiscali differite.

La valutazione della predetta recuperabilità tiene conto

della stima dei redditi imponibili futuri e si basa su pia-

nificazioni fiscali prudenti; tuttavia, nel momento in cui

si dovesse constatare che la Società non sia in grado di

recuperare negli esercizi futuri la totalità o una parte delle

imposte anticipate rilevate, la conseguente rettifica ver-

rebbe imputata al Conto economico dell’esercizio in cui si

verifica tale circostanza.

Contenziosi

Il Gruppo Enel Green Power è parte in giudizio in diversi

contenziosi legali relativi alla produzione di energia

elettrica. Data la natura di tali contenziosi, non è sempre

oggettivamente possibile prevedere l’esito finale di tali

vertenze, alcune delle quali potrebbero concludersi con

esito sfavorevole.

Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passi-

vità significative per i casi in cui i legali abbiano constata-

to la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragio-

nevole dell’importo della perdita.

Fondo svalutazione crediti

Il fondo svalutazione crediti riflette le stime delle perdite

connesse al portafoglio crediti del Gruppo. Sono stati ef-

fettuati accantonamenti a fronte di perdite attese su cre-

diti, stimati in base all’esperienza passata con riferimento

a crediti con analoga rischiosità creditizia, a importi inso-

luti correnti e storici, storni e incassi, nonché all’attento

monitoraggio della qualità del portafoglio crediti e delle

condizioni correnti e previste dell’economia e dei mercati

di riferimento.

Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli

effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto economico

nell’esercizio di competenza.

Smantellamento e ripristino siti

Nel calcolo della passività relativa allo smantellamento e

ripristino dei siti, in particolare per lo smantellamento degli

impianti fotovoltaici ed eolici, l’obbligazione, basata su ipo-

tesi finanziarie e ingegneristiche, è calcolata attualizzando

i futuri flussi di cassa attesi che la Società ritiene di dover

pagare a seguito dell’operazione di smantellamento.

Il tasso di sconto impiegato per l’attualizzazione della

passività è quello cosiddetto privo di rischio, al lordo delle

imposte (risk free rate), e si basa sui parametri economici

del Paese dove l’impianto è dislocato.

Tale passività è quantificata dalla direzione aziendale sul-

la base della tecnologia esistente alla data di valutazione

ed è rivista, ogni anno, tenendo conto dello sviluppo nel-

le tecniche di smantellamento e ripristino, nonché della

continua evoluzione delle leggi esistenti.

Successivamente il valore dell’obbligazione è adeguato

per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali varia-

zioni di stima.

Altro

Oltre alle voci elencate in precedenza, l’uso di stime ha

riguardato la valutazione di strumenti finanziari e il pro-

cesso di valutazione del fair value delle attività acquisite

e delle passività assunte con operazioni di aggregazioni

aziendali. Per tali voci, la stima e le assunzioni effettuate

sono contenute nei rispettivi commenti ai princípi conta-

bili adottati.

Giudizi del management

Identificazione delle cash generating unit (CGU)

In applicazione delle disposizioni dello “IAS 36 - Riduzione

di valore delle attività”, l’avviamento iscritto nel bilancio

consolidato del Gruppo, in virtù di operazioni di aggrega-

zione aziendale, è stato allocato a singole CGU o a gruppi

di CGU, che si prevede beneficeranno dall’aggregazione.

Una CGU rappresenta il più piccolo gruppo di attività che

genera flussi finanziari largamente indipendenti.

Nel processo di individuazione delle predette CGU, il ma-

nagement ha tenuto conto della natura specifica dell’at-

tività e del business cui essa appartiene (area territoriale,

aree di business, normativa di riferimento ecc.), verifican-

do che i flussi finanziari derivanti da un gruppo di atti-

vità fossero strettamente interdipendenti e ampiamente

autonomi da quelli derivanti da altre attività (o gruppi di

attività).

Le attività incluse in ogni CGU sono state individuate an-

che sulla base delle modalità attraverso le quali il mana-

gement le gestisce e le monitora nell’ambito del c.d. “bu-

siness model” adottato.

Le CGU identificate dal management cui è stato alloca-

to l’avviamento iscritto nel presente bilancio consolidato

sono riportate nel paragrafo relativo alle attività immate-

riali, cui si rimanda.

Il numero e il perimetro delle CGU sono sistematicamente

aggiornati per riflettere gli effetti di nuove operazioni di

aggregazione e riorganizzazione realizzate dal Gruppo.

99

Valutazione dell’esistenza dei requisiti del controllo

Lo “IAS 27 - Bilancio consolidato e separato” definisce il

controllo come il potere di determinare le strategie azien-

dali della controllata, definendone gli indirizzi operativo-

finanziari, al fine di ottenere i benefíci derivanti dalla sua

attività.

L’esistenza del controllo prescinde dal mero possesso del-

la maggioranza azionaria dell’acquisita o dalla forma con-

trattuale adottata per l’acquisizione; pertanto, è richiesto

il giudizio del management nel valutare la presenza di si-

tuazioni che delineano il potere della Società nel definire

l’indirizzo strategico e operativo della partecipata.

Parti correlate

Per parti correlate si intendono principalmente quelle che

condividono con Enel Green Power SpA il medesimo sog-

getto controllante, le società che direttamente o indiret-

tamente, attraverso uno o più intermediari, controllano,

sono controllate, oppure sono soggette a controllo con-

giunto da parte di Enel Green Power SpA e quelle nelle

quali la medesima detiene una partecipazione tale da po-

ter esercitare un’influenza notevole. Nella definizione di

parti correlate rientrano i Fondi pensione FOPEN e Fonde-

nel, i Sindaci, i dirigenti con responsabilità strategiche, e i

loro stretti familiari, di Enel Green Power SpA e delle socie-

tà da questa direttamente e/o indirettamente controllate.

I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che

hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, del-

la pianificazione, della direzione, del controllo delle attivi-

tà della Società e comprendono i relativi Amministratori.

Società controllate

Per società controllate si intendono tutte le società su cui

il Gruppo ha il potere di determinare, direttamente o in-

direttamente, le politiche finanziarie e operative al fine di

ottenere i benefíci derivanti dalle loro attività. Nel valuta-

re l’esistenza del controllo, si prendono in considerazione

anche i diritti di voto potenziali effettivamente esercitabili

o convertibili alla data di bilancio. I valori delle società con-

trollate sono consolidati integralmente linea per linea nei

conti consolidati a partire dalla data in cui il Gruppo ne

acquisisce il controllo e sino alla data in cui tale controllo

cessa di esistere.

L’acquisto di ulteriori quote di partecipazione in società

controllate e la vendita di quote di partecipazione che non

implicano la perdita del controllo sono considerati transa-

zioni tra azionisti; in quanto tali, gli effetti contabili delle

predette operazioni sono rilevati direttamente nel patri-

monio netto di Gruppo.

La cessione di quote di controllo comporta, invece, la rile-

vazione a Conto economico dell’eventuale plusvalenza (o

minusvalenza) da alienazione e degli effetti contabili rive-

nienti dalla misurazione al fair value, alla data della cessio-

ne, dell’eventuale partecipazione residua.

Società collegate

Per partecipazioni in imprese collegate si intendono quel-

le nelle quali il Gruppo ha un’influenza notevole. Nel va-

lutare l’esistenza dell’influenza notevole si prendono in

considerazione anche i diritti di voto potenziali effettiva-

mente esercitabili o convertibili.

Tali partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo di

acquisto allocando l’eventuale differenza tra il costo del-

la partecipazione e la quota di interessenza nel fair value

netto delle attività, delle passività e delle passività poten-

ziali identificabili della collegata in modo analogo a quan-

to previsto per le aggregazioni di imprese e successiva-

mente sono valutate con il metodo del patrimonio netto.

Gli utili o le perdite di pertinenza del Gruppo sono rilevati

nel Bilancio consolidato dalla data in cui l’influenza note-

vole è stata acquisita e fino alla data in cui tale influenza

cessa di esistere.

Nel caso in cui la perdita di pertinenza del Gruppo ecceda

il valore contabile della partecipazione e la partecipante sia

obbligata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite

dell’impresa partecipata o comunque a coprirne le perdite,

l’eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata

in un apposito fondo del passivo nell’ambito dei fondi rischi

e oneri.

La cessione di quote di partecipazione che implica la per-

dita dell’influenza notevole, comporta la rilevazione a

Conto economico dell’eventuale plusvalenza (o minusva-

lenza) da alienazione, nonché degli effetti contabili rive-

nienti dalla misurazione al fair value alla data della cessio-

ne dell’eventuale partecipazione residua.

Società a controllo congiunto

Per società a controllo congiunto (joint venture) si inten-

dono tutte le società nelle quali il Gruppo esercita un con-

trollo sull’attività economica congiuntamente con altre

entità. Tali partecipazioni sono consolidate con il metodo

proporzionale rilevando, linea per linea, le attività, le pas-


sività, i ricavi e i costi in misura proporzionale alla quota di

pertinenza del Gruppo, dalla data in cui ha inizio il control-

lo congiunto e fino alla data in cui lo stesso cessa.

Le attività, le passività, i costi e i ricavi della joint ventu-

re caratterizzati da reciprocità nei confronti del Gruppo,

dopo essere stati proporzionati alla quota di pertinenza,

sono elisi contro le reciproche voci contabili delle entità

consolidate del Gruppo.

Nella seguente tabella sono riepilogati i principali valori

delle società sulle quali il Gruppo esercita un control-

lo congiunto incluse nel presente bilancio consolidato

(si veda l’allegato “Imprese e partecipazioni rilevanti del

Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2012”).

Milioni di euro

2012

Attività non correnti 129

Attività correnti 17

Passività non correnti 70

Passività correnti 33

Ricavi operativi 63

Costi operativi 92

I valori delle società a controllo congiunto i cui bilanci non

risultino ancora approvati dagli Organi amministrativi del-

la Società sono inclusi nel consolidamento sulla base delle

risultanze contabili formalmente inoltrate dalla direzione

amministrativa della partecipata stessa.

La cessione di quote di partecipazione che implica la per-

dita del controllo congiunto, comporta la rilevazione a

Conto economico dell’eventuale plusvalenza (o minusva-

lenza) da alienazione, nonché degli effetti contabili rive-

nienti dalla misurazione al fair value, alla data della cessio-

ne, dell’eventuale partecipazione residua.

Procedure di consolidamento

I bilanci delle società partecipate utilizzati ai fini della pre-

disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2012

sono elaborati in accordo con i princípi contabili adottati

dalla Capogruppo.

Tutti i saldi e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali

utili o perdite non realizzati derivanti da operazioni inter-

venute tra società del Gruppo, sono eliminati al netto del

relativo effetto fiscale teorico. Gli utili e le perdite non re-

alizzati con società collegate e joint venture sono eliminati

per la quota di pertinenza del Gruppo.

In entrambi i casi, le perdite non realizzate sono eliminate

a eccezione del caso in cui esse siano rappresentative di

perdite di valore.

Conversione delle poste in valuta

Le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale

sono rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell’o-

perazione. Le attività e le passività monetarie denominate

in valuta diversa dalla valuta funzionale sono successiva-

mente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di

chiusura dell’esercizio. Le attività e passività non mone-

tarie denominate in valuta e iscritte al costo storico sono

convertite utilizzando il tasso di cambio in vigore alla data

di iniziale rilevazione dell’operazione. Le attività e passi-

vità non monetarie denominate in valuta e iscritte al fair

value sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla

data di determinazione di tale valore.

Le differenze cambio eventualmente emergenti sono ri-

flesse nel Conto economico.

Conversione dei bilanci in valuta

Nel Bilancio consolidato i risultati, le attività e le passività

sono espressi in euro, che rappresenta la valuta funzionale

della Capogruppo Enel Green Power SpA.

Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i

bilanci delle partecipate con valuta funzionale diversa

da quella della Capogruppo, sono convertiti in euro ap-

plicando alle attività e passività, inclusi l’avviamento e le

rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il tasso di

cambio in essere alla data di chiusura dell’esercizio e alle

voci di Conto economico i cambi medi dell’esercizio se ap-

prossimano i tassi di cambio in essere alla data delle rispet-

tive operazioni.

Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a

patrimonio netto e sono esposte separatamente in un’ap-

posita riserva dello stesso; tale riserva è riversata propor-

zionalmente a Conto economico al momento della cessio-

ne della partecipazione (parziale o totale).

Aggregazioni aziendali

In sede di prima applicazione degli IFRS-EU, il Gruppo ha

scelto di non applicare l’IFRS 3 (Aggregazioni di imprese)

in modo retrospettivo alle acquisizioni effettuate antece-

dentemente al 1° gennaio 2004. Pertanto l’avviamento

101

derivante da acquisizioni antecedenti la data di transi-

zione agli IFRS-EU è stato mantenuto al valore registrato

nell’ultimo bilancio consolidato redatto sulla base dei pre-

cedenti princípi contabili (31 dicembre 2003).

Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1° gennaio 2010

e concluse entro il predetto esercizio, sono state rilevate in

base a quanto previsto dall’IFRS 3 (2004).

In particolare, dette aggregazioni sono state rilevate uti-

lizzando il metodo dell’acquisto (purchase method), ove

il costo di acquisto è pari al fair value alla data di scambio

delle attività cedute, delle passività sostenute o assunte,

più i costi direttamente attribuibili all’acquisizione. Tale

costo è stato allocato rilevando le attività, le passività e le

passività potenziali identificabili dell’acquisita ai relativi

fair value. L’eventuale eccedenza positiva del costo di ac-

quisto rispetto al fair value della quota delle attività nette

acquisite di pertinenza del Gruppo è stata contabilizzata

come avviamento o, se negativa, rilevata a Conto econo-

mico. Nel caso in cui i fair value delle attività, delle pas-

sività e delle passività potenziali potessero determinarsi

solo provvisoriamente, l’aggregazione aziendale è stata

rilevata utilizzando tali valori provvisori. L’ammontare del-

le partecipazioni di minoranza è stato determinato in pro-

porzione alla quota di partecipazione detenuta dai terzi

nelle attività nette. Nelle aggregazioni aziendali realizzate

in più fasi, al momento dell’acquisizione del controllo, le

rettifiche ai fair value relativi agli attivi netti precedente-

mente posseduti dall’acquirente sono state riflesse a pa-

trimonio netto. Le eventuali rettifiche derivanti dal com-

pletamento del processo di valutazione sono state rilevate

entro dodici mesi dalla data di acquisizione.

Le aggregazioni aziendali successive al 1° gennaio 2010

sono rilevate in base a quanto previsto dall’IFRS 3 (2008).

In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rilevate

utilizzando il metodo dell’acquisto (acquisition method),

ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito) è pari al

fair value, alla data di acquisizione, delle attività cedute,

delle passività sostenute o assunte, nonché degli eventuali

strumenti di capitale emessi dall’acquirente.

I costi direttamente attribuibili all’acquisizione sono rile-

vati a Conto economico.

Il costo di acquisto è allocato rilevando le attività, le pas-

sività e le passività potenziali identificabili dell’acquisita

ai relativi fair value alla data di acquisizione. L’eventuale

eccedenza positiva tra il corrispettivo trasferito, valutato al

fair value alla data di acquisizione, e l’importo di qualsiasi

partecipazione di minoranza, rispetto al valore netto degli

importi delle attività e passività identificabili nell’acquisita

stessa valutate al fair value, è rilevata come avviamento

ovvero, se negativa, a Conto economico.

Il valore delle partecipazioni di minoranza è determinato

in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai

terzi nelle attività nette identificabili dell’acquisita, ovvero

al loro fair value alla data di acquisizione.

Nel caso in cui i fair value delle attività, delle passività e del-

le passività potenziali possano determinarsi solo provviso-

riamente, l’aggregazione aziendale è rilevata utilizzando

tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche, derivanti dal

completamento del processo di valutazione, sono rilevate

entro dodici mesi a partire dalla data di acquisizione, ride-

terminando i dati comparativi.

Qualora l’aggregazione aziendale fosse realizzata in più

fasi, al momento dell’acquisizione del controllo le quote

partecipative detenute precedentemente sono rimisurate

al fair value e l’eventuale differenza (positiva o negativa) è

rilevata a Conto economico.

Le aggregazioni aziendali c.d. “under common control”

sono quelle in cui tutte le entità o attività aziendali par-

tecipanti sono in definitiva controllate dalla stessa parte o

dalle stesse parti sia prima sia dopo l’aggregazione e tale

controllo non è transitorio.

Tali operazioni non sono espressamente disciplinate dai

princípi contabili IFRS-EU. In assenza di un principio conta-

bile di riferimento, il Gruppo ha adottato i seguenti criteri

contabili:

> il c.d. “book value accounting”, ossia un criterio di rile-

vazione contabile basato sui precedenti valori contabili

delle attività nette acquisite, laddove l’operazione non

abbia sostanza economica. Tali valori corrispondono a

quelli del bilancio consolidato della controllante ultima

Enel SpA;

> > il c.d. “purchase accounting”, ossia un criterio di rile-

vazione contabile basato, per analogia, sulle previsioni

dell’IFRS 3, laddove l’operazione abbia sostanza econo-

mica.

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari, riferiti principalmen-

te a impianti di produzione (in cui sono compresi terreni,

fabbricati e opere civili, condotte forzate, opere idrauli-

che fisse, caldaie e ausiliari, componenti turbogas, mac-

chinari), macchine d’ufficio, mobili e dotazioni di ufficio,

oltre a immobilizzazioni in corso di costruzione, sono

rilevati al costo storico, comprensivo dei costi accessori


direttamente imputabili e necessari alla messa in funzio-

ne del bene per l’uso per cui è stato acquistato e dei costi

interni capitalizzati relativi ai prelievi di materiali di ma-

gazzino e al costo del lavoro. Il costo è incrementato, in

presenza di obbligazioni legali o implicite, del valore at-

tuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimo-

zione dell’attività. La corrispondente passività è rilevata

in un fondo del passivo nell’ambito dei fondi per rischi

e oneri futuri. Il trattamento contabile delle revisioni di

stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tas-

so di attualizzazione sono indicati nel paragrafo “Fondi

rischi e oneri”.

Gli oneri finanziari relativi a finanziamenti direttamente

attribuibili all’acquisto o costruzione di beni che richiedo-

no un rilevante periodo di tempo prima di essere pronti

per l’uso o la vendita (c.d. “qualifying asset”), vengono ca-

pitalizzati come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri fi-

nanziari connessi all’acquisto/costruzione di beni che non

presentano tali caratteristiche vengono rilevati a Conto

economico nell’esercizio di competenza.

Alcuni beni oggetto di rivalutazione alla data di transizio-

ne ai princípi contabili internazionali IFRS-EU, o in periodi

precedenti, sono stati rilevati sulla base del fair value, con-

siderato come valore sostitutivo del costo (deedmed cost)

alla data di rivalutazione.

Qualora parti significative di singoli beni materiali abbia-

no differenti vite utili, le componenti identificate sono ri-

levate e ammortizzate separatamente.

I costi sostenuti successivamente all’acquisto sono rileva-

ti a incremento del valore contabile dell’elemento cui si

riferiscono, qualora sia probabile che i benefíci futuri de-

rivanti dal costo affluiranno alla Società e il costo dell’ele-

mento possa essere determinato attendibilmente. Tutti gli

altri costi sono rilevati nel Conto economico nell’esercizio

in cui sono sostenuti.

I costi di sostituzione di un intero cespite, o di parte di

esso, sono rilevati come incremento del valore del bene

a cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro

vita utile; il valore netto contabile dell’unità sostituita è

imputato a Conto economico rilevando l’eventuale plus/

minusvalenza.

Gli immobili, impianti e macchinari sono esposti al netto

dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdi-

te di valore, determinate secondo le modalità descritte nel

seguito. L’ammortamento è calcolato a quote costanti in

base alla vita utile stimata del bene, che è riesaminata con

periodicità annuale; eventuali cambiamenti sono riflessi

prospetticamente. L’ammortamento inizia quando il bene

è disponibile all’uso, cioè dal momento in cui viene con-

nesso alla rete di trasmissione elettrica.

La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e

macchinari è di seguito riportata.

Immobili, impianti e macchinari Vita utile (anni)

Impianti di produzione idroelettrica (1)

Fabbricati e opere civili 60

Impianti e macchinari:

- condotte forzate 50

- macchinario meccanico ed elettrico 40

- altre opere idrauliche fisse 100

Impianti di produzione geotermoelettrica



- torri refrigeranti 20

- turbine e generatori 30

- parti turbina a contatto con il fluido 10

- macchinario meccanico altro 20

Impianti di produzione eolica



- torri 25

- turbine e generatori 25

- macchinario meccanico altro 15-25

Impianti di produzione solare

Fabbricati e opere civili 20-25


- macchinario meccanico altro 18-20

(1) Si evidenzia che sono presenti immobili, impianti e macchinari di scarsa signi-ficatività, la cui vita utile può discostarsi da quella stimata.

La vita utile delle migliorie su fabbricati di terzi è determi-

nata sulla base della durata del contratto di locazione o, se

inferiore, della durata dei benefíci derivanti dalla miglioria

stessa.

I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati

civili e industriali, non sono ammortizzati in quanto ele-

menti a vita utile illimitata.

Il Gruppo, in linea con i principali peers di settore, ha mo-

dificato la vita utile stimata degli impianti eolici passando

da 20 a 25 anni, con effetto a partire dal 1° gennaio 2012.

La ridefinizione della vita utile è stata effettuata sulla base

di uno studio di un terzo indipendente, che ha analizzato

la disponibilità tecnica degli impianti su un periodo addi-

zionale di cinque anni. Tale studio ha coperto il 65% della

capacità eolica installata del Gruppo. L’impatto stimato

nel Conto economico dell’esercizio della rivisitazione della

vita utile ammonta approssimativamente a 44 milioni di

euro.

103

Gli impianti includono beni (essenzialmente opere di rac-

colta, di regolazione e di condotte forzate e i canali di sca-

rico) che, prima delle recenti novità normative introdotte

con la legge n. 134 del 7 agosto 2012 (“Misure urgenti per

la crescita del Paese”), pubblicata in Gazzetta Ufficiale in

data 11 agosto 2012, erano classificati come beni gratui-

tamente devolvibili asserviti alle concessioni di derivazio-

ne d’acqua a uso idroelettrico. La scadenza di tali conces-

sioni è fissata al 31 dicembre 2029.

A seguito dell’entrata in vigore del citato provvedimen-

to, tali beni dovranno essere trasferiti, alla scadenza della

concessione e in caso di mancato rinnovo, al nuovo con-

cessionario, unitamente al ramo di azienda di cui fanno

parte, dietro il riconoscimento di un importo che, per

quanto attiene specificamente a tali beni, è determinato

partendo dal costo storico rivalutato, al netto di eventuali

contributi pubblici in conto capitale, anch’essi rivalutati,

tenuto conto dell’ordinario degrado. Pertanto, a partire

dal mese di settembre 2012 anche i beni precedentemen-

te considerati devolvibili sono ammortizzati, alla stregua

delle altre categorie di immobili, impianti e macchinari,

lungo la vita economico-tecnica (laddove questa ecceda

la scadenza della concessione), come già illustrato in sede

di commento del precedente paragrafo “Valore ammor-

tizzabile di alcuni elementi degli impianti della filiera idro-

elettrica italiana” di questo stesso capitolo.

L’introduzione della suddetta legge ha determinato una ri-

duzione degli ammortamenti stimata in 10 milioni di euro.

I beni rilevati nell’ambito degli immobili, impianti e mac-

chinari sono eliminati contabilmente o al momento della

loro dismissione o quando nessun beneficio economico

futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione. L’eventua-

le relativo utile o perdita, rilevato a Conto economico, è

determinato come differenza tra il corrispettivo netto de-

rivante dalla dismissione, qualora esista, e il valore netto

contabile dei beni eliminati.

Beni in locazione

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti median-

te contratti di leasing finanziario, attraverso i quali sono

sostanzialmente trasferiti sulla Società tutti i rischi e i be-

nefíci legati alla proprietà, sono inizialmente rilevati come

attività del Gruppo al loro fair value o, se inferiore, al valore

attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, incluso

l’eventuale importo da corrispondere al locatore per l’e-

sercizio dell’opzione di acquisto. La corrispondente passi-

vità verso il locatore è rilevata tra le passività finanziarie.

I beni in locazione finanziaria sono ammortizzati in base

alla loro vita utile stimata; nel caso in cui non esista la ra-

gionevole certezza che il Gruppo ne acquisti la proprietà al

termine della locazione, detti beni sono ammortizzati lun-

go un arco temporale pari al minore fra la durata del con-

tratto di locazione e la vita utile stimata del bene stesso.

Le locazioni nelle quali il locatore mantiene sostanzial-

mente tutti i rischi e i benefíci legati alla proprietà dei

beni, sono classificate come leasing operativi. I costi riferiti

ai leasing operativi sono rilevati linearmente a Conto eco-

nomico lungo la durata del contratto di leasing.

Pur non essendo formalmente qualificabili come accordi

di leasing, alcune tipologie contrattuali sono considerate

come tali se il loro adempimento è dipendente dall’utiliz-

zo di una o più attività specifiche e se tali contratti conferi-

scono, in sostanza, il diritto a utilizzare tali attività.

Attività immateriali

Le attività immateriali riguardano le attività prive di con-

sistenza fisica, identificabili, controllate dall’impresa e in

grado di produrre benefíci economici futuri, nonché l’av-

viamento, quando acquisito a titolo oneroso. Esse sono

rilevate al costo di acquisto o di produzione interna, quan-

do è probabile che dal loro utilizzo vengano generati be-

nefíci economici futuri e il relativo costo può essere atten-

dibilmente determinato.

Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta impu-

tazione necessari a rendere le attività disponibili per l’uso.

Le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono espo-

ste al netto dei relativi ammortamenti accumulati e delle

eventuali perdite di valore, determinate secondo le moda-

lità di seguito descritte.

L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla

vita utile stimata, che è riesaminata con periodicità alme-

no annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-

mento sono applicati prospetticamente.

L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è

disponibile all’uso.

Le attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono

assoggettate ad ammortamento sistematico ma sotto-

poste a verifica almeno annuale di recuperabilità (impai-

rment test).

Le attività immateriali sono eliminate contabilmente o al

momento della loro dismissione o quando nessun bene-

ficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismis-

sione. L’eventuale relativo utile o perdita, rilevato a Conto


economico, è determinato come differenza tra il corrispet-

tivo netto derivante dalla dismissione, qualora esista, e il

valore netto contabile dell’attività eliminata.

L’avviamento, derivante dall’acquisizione di società con-

trollate, collegate o joint venture, è allocato a ciascuna

delle cash generating unit identificate. Dopo l’iniziale iscri-

zione, l’avviamento non è assoggettato ad ammortamen-

to, ma sottoposto a verifica almeno annuale di recupera-

bilità secondo le modalità descritte in nota. L’avviamento

relativo a partecipazioni in società collegate è incluso nel

valore di carico di tali società.

Perdite di valore delle attività

Le attività materiali (immobili, impianti e macchinari) e

immateriali sono analizzate, almeno una volta l’anno, al

fine di verificare l’esistenza di indicatori di un’eventuale

riduzione del loro valore. Qualora esistano, si procede, per

ogni attività interessata, alla stima del relativo valore re-

cuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al

netto dei costi accessori di vendita, e il valore d’uso.

Per quest’ultimo si intende il valore attuale dei flussi finan-

ziari futuri stimati per l’attività oggetto di valutazione. Nel

determinare il valore d’uso, i flussi finanziari futuri attesi

sono attualizzati utilizzando un tasso di sconto al lordo

delle imposte che riflette le valutazioni correnti di merca-

to del costo del denaro rapportato al periodo dell’investi-

mento e ai rischi specifici dell’attività. Per un’attività che

non genera flussi finanziari ampiamente indipendenti, il

valore recuperabile è determinato in relazione alla cash

generating unit cui tale attività appartiene.

Qualora il valore di iscrizione dell’attività, o della relativa

cash generating unit cui essa è allocata, sia superiore al

suo valore recuperabile, è riconosciuta a Conto economico

una perdita di valore.

Le perdite di valore di cash generating unit sono imputa-

te in primo luogo a riduzione del valore contabile dell’e-

ventuale avviamento attribuito alla stessa e, quindi, a ri-

duzione delle altre attività, in proporzione al loro valore

contabile.

Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-

cedentemente effettuata, il valore contabile dell’attività è

ripristinato con imputazione a Conto economico, nei limiti

del valore netto di carico che l’attività in oggetto avrebbe

avuto se non fosse stata effettuata la svalutazione e se fos-

sero stati effettuati i relativi ammortamenti.

Il valore recuperabile dell’avviamento delle attività im-

materiali con vita indefinita e quello delle attività imma-

teriali non ancora disponibili per l’uso, sono sottoposti a

verifica della recuperabilità del valore annualmente o più

frequentemente, in presenza di indicatori che possano far

ritenere che le suddette attività possano aver subíto una

riduzione di valore. Il valore originario dell’avviamento

non viene ripristinato anche qualora, negli esercizi succes-

sivi, vengano meno le ragioni che hanno determinato la

riduzione di valore.

Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attività

possedute dal Gruppo siano affette da sfavorevoli condi-

zioni, economiche ovvero operative, che ne pregiudicano

la capacità di contribuire alla realizzazione di flussi di cas-

sa, esse sono isolate dal resto delle attività della cash gene-

rating unit, soggette ad autonoma analisi di recuperabilità

ed eventualmente svalutate.

Rimanenze

Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il

costo e il valore netto di presumibile realizzo, a eccezione

di quelle destinate ad attività di trading che sono valutate

al valore di mercato (fair value) con contropartita Conto

economico. La configurazione di costo utilizzata è il costo

medio ponderato che include gli oneri accessori di compe-

tenza. Per valore netto di presumibile realizzo si intende il

prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento delle

attività al netto dei costi stimati per realizzare la vendita o,

laddove applicabile, il costo di sostituzione.

Per la parte di magazzino posseduto per adempiere a ven-

dite già concluse, il valore netto di realizzo è determinato

sulla base di quanto stabilito nel relativo contratto di ces-

sione.

I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere

utilizzati nel processo produttivo non sono oggetto di sva-

lutazione, qualora ci si attenda che il prodotto finito nel

quale verranno incorporati sarà venduto a un prezzo tale

da consentire il recupero del costo sostenuto.

Strumenti finanziari

Attività finanziarie valutate al fair value con impu-

tazione al Conto economico

Sono classificati in tale categoria i titoli di debito e le par-

tecipazioni in imprese diverse da quelle controllate, col-

legate e joint venture detenuti a scopo di negoziazione

o designati al fair value a Conto economico al momento

della rilevazione iniziale.

105

Tali strumenti sono inizialmente iscritti al relativo fair

value. Successivamente alla rilevazione iniziale, gli utili e le

perdite derivanti dalle variazioni del fair value sono rilevati

a Conto economico.

Attività finanziarie detenute sino a scadenza

Sono inclusi nelle “attività finanziarie detenute sino a sca-

denza” gli strumenti finanziari, non derivati, aventi paga-

menti fissi o determinabili e non rappresentati da parteci-

pazioni, quotati in mercati attivi, per cui esiste l’intenzione

e la capacità da parte del Gruppo di mantenerli sino alla

scadenza. Tali attività sono inizialmente iscritte al fair

value, rilevato alla “data di negoziazione”, inclusivo degli

eventuali costi di transazione; successivamente, sono valu-

tate al costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso

di interesse effettivo, al netto di eventuali perdite di valore.

Tali perdite di valore sono determinate come differenza

tra il valore contabile e il valore attuale dei flussi di cassa

futuri attesi, scontati sulla base del tasso di interesse effet-

tivo originario. In caso di attività finanziarie rinegoziate,

le perdite di valore sono determinate utilizzando il tasso

di interesse effettivo originario prima della modifica delle

condizioni.

Finanziamenti e crediti

Rientrano in questa categoria i crediti (finanziari e com-

merciali), ivi inclusi i titoli di debito, non derivati, non quo-

tati in mercati attivi, con pagamenti fissi o determinabili

e per cui non vi sia l’intento predeterminato di successiva

vendita.

Tali attività sono, inizialmente, rilevate al fair value, even-

tualmente rettificato dei costi di transazione e, successi-

vamente, valutate al costo ammortizzato sulla base del

tasso di interesse effettivo, rettificato per eventuali perdite

di valore. Tali riduzioni di valore sono determinate come

differenza tra il valore contabile e il valore corrente dei

flussi di cassa futuri attualizzati al tasso di interesse effet-

tivo originario. In caso di attività finanziarie rinegoziate,

le perdite di valore sono determinate utilizzando il tasso

di interesse effettivo originario prima della modifica delle

condizioni.

I crediti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali

termini commerciali, non sono attualizzati.

Attività finanziarie disponibili per la vendita

Sono classificati nelle “attività finanziarie disponibili per

la vendita” i titoli di debito quotati non classificati come

detenuti fino a scadenza, le partecipazioni in altre impre-

se (se non classificate come “attività finanziarie valutate

al fair value con imputazione a Conto economico”) e le

attività finanziarie non classificabili in altre categorie. Tali

strumenti sono valutati al fair value con contropartita il pa-

trimonio netto.

Al momento della cessione, o nel momento in cui un’at-

tività finanziaria disponibile per la vendita, mediante suc-

cessivi acquisti, diventi una partecipazione in una società

controllata, gli utili e perdite cumulati, precedentemente

rilevati a patrimonio netto, sono rilasciati a Conto econo-

mico.

Qualora sussistano evidenze oggettive che i predetti stru-

menti abbiano subíto una riduzione di valore, significati-

va o prolungata, la perdita cumulata, precedentemente

iscritta a patrimonio netto, è eliminata e riversata a Conto

economico. Tali perdite di valore, non ripristinabili suc-

cessivamente, sono misurate come differenza tra il valore

contabile e il fair value, determinato sulla base del prezzo

di negoziazione fissato alla data di chiusura dell’esercizio

per le attività finanziarie quotate in mercati regolamentati

o determinato sulla base dei flussi di cassa futuri attualiz-

zati al tasso di interesse di mercato per le attività finanzia-

rie non quotate.

Quando il fair value non può essere attendibilmente de-

terminato, tali attività sono iscritte al costo rettificato per

eventuali perdite di valore.

Perdite di valore delle attività finanziarie

A ciascuna data di riferimento del bilancio le attività fi-

nanziarie sono analizzate al fine di verificare l’esistenza di

un’eventuale riduzione del loro valore.

Un’attività finanziaria ha subíto una riduzione di valore se

esiste un’evidenza obiettiva di tale perdita, come conse-

guenza di uno o più eventi accaduti dopo la sua rilevazio-

ne iniziale, che hanno un impatto sui flussi di cassa futuri

attendibilmente stimati.

L’evidenza obiettiva di una riduzione di valore deriva dalla

presenza di indicatori quali, per esempio, la significativa

difficoltà finanziaria del debitore; l’inadempimento o il

mancato pagamento degli interessi o del capitale; l’alta

probabilità che il debitore possa essere interessato da una

procedura concorsuale o da un’altra forma di riorganizza-

zione finanziaria; la presenza di dati oggettivi che indicano

una diminuzione sensibile dei flussi di cassa futuri stimati.

Qualora venga accertata l’esistenza di una perdita di va-

lore, quest’ultima è determinata secondo quanto sopra

indicato in relazione alla specifica tipologia di attività fi-

nanziaria interessata.


Solo quando non sussiste alcuna realistica prospettiva di

recuperare in futuro l’attività finanziaria, il corrispondente

valore dell’attività viene eliminato contabilmente riflet-

tendo gli eventuali effetti a Conto economico.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono i

valori numerari, ossia quei valori che possiedono i requisiti

della disponibilità a vista o a brevissimo termine, del buon

esito e dell’assenza di spese per la riscossione.

Si precisa che, anche ai fini del Rendiconto finanziario con-

solidato, le disponibilità liquide non includono gli scoperti

bancari alla data di chiusura dell’esercizio.

Debiti commerciali

I debiti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value

e successivamente valutati al costo ammortizzato. I debi-

ti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini

commerciali non sono attualizzati.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati

sono iscritte quando la Società diviene parte nelle clauso-

le contrattuali dello strumento e valutate inizialmente al

fair value rettificato dei costi di transazione direttamente

attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono

valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando

il metodo del tasso di interesse effettivo.

Strumenti finanziari derivati

I derivati sono rilevati al fair value e sono designati come

strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato

e l’oggetto della copertura è formalmente documentata

e l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, ri-

spetta i limiti previsti dallo IAS 39.

Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del ri-

schio di variazione del fair value delle attività o passività

oggetto di copertura (fair value hedge), le variazioni del

fair value dello strumento di copertura sono imputate a

Conto economico; coerentemente, gli adeguamenti al fair

value delle attività o passività oggetto di copertura sono

anch’essi rilevati a Conto economico.

Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del ri-

schio di variazione dei flussi di cassa attesi degli elementi

coperti (cash flow hedge), le variazioni del fair value sono

inizialmente rilevate a patrimonio netto, per la porzione

qualificata come efficace, e sono rilevate a Conto econo-

mico solo quando, con riferimento alla posta coperta, si

manifesta la variazione dei flussi di cassa da compensare.

La porzione di fair value dello strumento di copertura che

non soddisfa la condizione per essere qualificata come ef-

ficace è rilevata a Conto economico.

Le variazioni del fair value dei derivati di negoziazione e di

quelli che non soddisfano più le condizioni per essere qua-

lificati come di copertura ai sensi dello IAS 39 sono rilevate

a Conto economico.

La rilevazione di tali strumenti è effettuata alla data di ne-

goziazione.

I contratti finanziari e non finanziari (che già non siano

valutati a fair value) sono altresì analizzati per identificare

l’esistenza di derivati “impliciti” (embedded derivative) che

sono scorporati e valutati al fair value. Le suddette analisi

sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte

del contratto, sia quando avviene una rinegoziazione del-

lo stesso che comporti una modifica significativa dei flussi

finanziari originari connessi.

Il fair value è determinato in base alle quotazioni ufficiali

utilizzate per gli strumenti scambiati in mercati regola-

mentati. Per gli strumenti non scambiati in mercati rego-

lamentati il fair value è determinato attualizzando i flussi

di cassa attesi sulla base della curva dei tassi di interesse di

mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in

divise diverse dall’euro ai cambi di fine periodo.

Si evidenzia, inoltre, che il Gruppo analizza tutti i contratti

di acquisti e vendite a termine di attività non finanziarie,

con particolare attenzione agli acquisti e vendite a termi-

ne di elettricità e commodity energetiche, per verificare

se gli stessi debbano essere classificati e trattati confor-

memente a quanto previsto dallo IAS 39, ovvero risultino

essere stati stipulati per pervenire alla consegna fisica co-

erentemente alle normali esigenze di acquisto/vendita/

[uso] previsto dalla Società (own use exemption).

Se tali contratti non sono sottoscritti al fine dell’otteni-

mento o della consegna di elettricità o di commodity ener-

getiche, sono valutati al fair value.

Eliminazione contabile di attività e passività finan-

ziarie

Le attività finanziarie vengono eliminate contabilmente

qualora si verifichi una delle seguenti condizioni:

> il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa dall’atti-

vità è scaduto;

> la Società ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e

benefíci connessi all’attività, cedendo i suoi diritti a

ricevere flussi di cassa dell’attività oppure assumendo

un’obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-

107

sa ricevuti a uno o più eventuali beneficiari in virtù di

un contratto che rispetta i requisiti previsti dallo IAS 39

(c.d. “pass through test”);

> la Società non ha né trasferito né mantenuto sostan-

zialmente tutti i rischi e benefíci connessi all’attività fi-

nanziaria ma ne ha ceduto il controllo.

Le passività finanziarie sono eliminate contabilmente

quando sono estinte, ossia quando l’obbligazione con-

trattuale è adempiuta, cancellata o prescritta.

Gerarchia del fair value secondo l’IFRS 7

Le attività e passività finanziarie valutate al fair value sono

classificate nei tre livelli gerarchici di seguito descritti, in

base alla rilevanza delle informazioni (input) utilizzate nel-

la determinazione del fair value stesso.

In particolare:

> livello 1: sono classificate in tale livello le attività/passi-

vità finanziarie il cui fair value è determinato sulla base

di prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per

attività o passività identiche;



di input diversi da prezzi quotati di cui al livello 1, ma

che, per tali attività/passività, sono osservabili diretta-

mente o indirettamente sul mercato;



di dati di mercato non osservabili.

TFR e altri benefíci per i dipendenti

La passività relativa ai benefíci riconosciuti ai dipendenti

ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessa-

zione del rapporto di lavoro per piani a benefíci definiti o

relativa ad altri benefíci a lungo termine erogati nel corso

dell’attività lavorativa è determinata, separatamente per

ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando

l’ammontare dei benefíci futuri che i dipendenti hanno

maturato alla data di riferimento (c.d. “metodo di proie-

zione unitaria del credito”). La passività, iscritta in bilan-

cio al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è

rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione

del diritto. La valutazione della passività è effettuata da

attuari indipendenti.

Con riferimento alla passività per piani a benefíci definiti,

gli utili o le perdite attuariali cumulati al termine del pre-

cedente esercizio superiori al 10% del maggiore tra il valo-

re attuale dell’obbligazione a benefíci definiti e il fair value

delle attività a servizio del piano a tale data, sono rilevati

nel Conto economico lungo la rimanente vita lavorativa

media prevista dei dipendenti partecipanti al piano. Se in-

feriori, essi non sono rilevati.

Qualora la Società si sia impegnata in modo comprovabile

e senza realistiche possibilità di recesso, con un dettaglia-

to piano formale, alla conclusione anticipata del rapporto

di lavoro, ossia prima del raggiungimento dei requisiti per

il pensionamento, i benefíci dovuti ai dipendenti per la

cessazione del rapporto di lavoro sono rilevati come costo

e sono valutati sulla base del numero di dipendenti che si

prevede accetteranno l’offerta.

In caso di modifica di un piano a benefíci definiti esistente

o di introduzione di un nuovo piano a benefíci definiti, l’e-

ventuale costo previdenziale relativo alle prestazioni di la-

voro passate (past service cost) è rilevato immediatamente

a Conto economico se i benefíci derivanti dalla modifica

o dall’introduzione sono già acquisiti, oppure a quote co-

stanti lungo un periodo medio fino al momento in cui i

benefíci sono acquisiti.

In caso di modifica o introduzione di altri benefíci a lun-

go termine, l’eventuale costo previdenziale relativo alle

prestazioni di lavoro passate è rilevato immediatamente a

Conto economico nella sua interezza.

Fondi rischi e oneri

Gli accantonamenti ai fondi rischi e oneri sono rilevati

quando, alla data di riferimento, in presenza di un’obbli-

gazione legale o implicita nei confronti di terzi derivante

da un evento passato, è probabile che per soddisfare l’ob-

bligazione si renderà necessario un esborso di risorse il cui

ammontare è stimabile in modo attendibile. Se l’effetto è

significativo, gli accantonamenti sono determinati attua-

lizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto

al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente

del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se

applicabile, il rischio specifico attribuibile all’obbligazione.

Quando l’accantonamento è attualizzato, l’adeguamento

periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale è

riflesso nel Conto economico come onere finanziario.

Se la passività è connessa allo smantellamento e/o ripristi-

no di attività materiali, il fondo è rilevato in contropartita

all’attività cui si riferisce e la rilevazione dell’onere a Con-

to economico avviene attraverso il processo di ammorta-

mento della predetta attività materiale.

Le variazioni di stima degli accantonamenti al fondo sono

riflesse nel Conto economico dell’esercizio in cui avviene


la variazione, a eccezione di quelle relative ai costi previsti

per smantellamento e/o ripristino che risultino da cam-

biamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economiche

necessarie per estinguere l’obbligazione o che risultino da

variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono portate a

incremento o a riduzione delle relative attività e imputate

a Conto economico tramite il processo di ammortamento.

Se sono rilevate a incremento dell’attività, viene inoltre va-

lutato se il nuovo valore contabile dell’attività stessa pos-

sa essere interamente recuperato. Qualora non lo fosse, si

rileva una perdita a Conto economico pari all’ammontare

ritenuto non recuperabile.

Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate in con-

tropartita all’attività fino a concorrenza del suo valore

contabile e, per la parte eccedente, immediatamente a

Conto economico.

Per quanto riguarda i criteri di stima adottati nella deter-

minazione del fondo smantellamento e/o ripristino di at-

tività materiali, si rimanda al paragrafo relativo all’uso di

stime.

Contributi e incentivi

I contributi sono rilevati in bilancio al fair value quando vi

è la ragionevole certezza che saranno ricevuti o che sono

soddisfatte le condizioni per l’ottenimento degli stessi,

così come previste da Governi, enti governativi e da analo-

ghi enti locali, nazionali o internazionali.

I contributi ricevuti, sia a fronte di specifiche spese sia a

fronte di specifici beni il cui valore è iscritto tra le attività

materiali e immateriali, sono rilevati tra le altre passività

e accreditati a Conto economico lungo il periodo in cui si

rilevano i costi a essi correlati.

I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente

a Conto economico nel momento in cui sono soddisfatte

le condizioni di iscrivibilità. Rientrano fra tali contributi gli

incentivi per certificati verdi accordati al Gruppo a fronte

della produzione di energia effettuata con impianti che

utilizzano risorse rinnovabili. I certificati verdi sono rilevati

fra i ricavi della vendita in contropartita ai crediti sulla base

della produzione effettuata, valorizzati al fair value secon-

do quanto previsto dallo IAS 20.

Gli incentivi relativi a certificati verdi, rilevati a “consunti-

vo”, si riferiscono ai quantitativi di energia prodotti nell’e-

sercizio rilevanti ai fini dell’assegnazione dei certificati

verdi.

Ricavi

I ricavi sono rilevati quando è probabile che i benefíci eco-

nomici futuri saranno fruiti dalla Società e quando posso-

no essere attendibilmente misurati.

Più in particolare, secondo la tipologia di operazione, i ri-

cavi sono rilevati sulla base dei criteri specifici di seguito

riportati:

> i ricavi delle vendite di beni sono rilevati quando i ri-

schi e i benefíci rilevanti della proprietà dei beni sono

trasferiti all’acquirente e il loro ammontare può essere

attendibilmente determinato;

> i ricavi per vendita e trasporto di energia elettrica si ri-

feriscono ai quantitativi venduti nel periodo, ancorché

non fatturati, e sono determinati sulla base delle letture

dei misuratori degli impianti di produzione e dei dati

scambiati con gli altri eventuali operatori di mercato;

> i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati con ri-

ferimento allo stadio di completamento delle attività.

Nel caso in cui non sia possibile determinare attendibil-

mente il valore dei ricavi, questi ultimi sono rilevati fino

a concorrenza dei costi sostenuti che si ritiene saranno

recuperati;

> i ricavi maturati nel periodo relativi a lavori in corso

su ordinazione sono iscritti sulla base dei corrispetti-

vi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei

lavori, determinato utilizzando il metodo del costo so-

stenuto (cost-to-cost), in base al quale i costi, i ricavi e il

relativo margine sono riconosciuti in base all’avanza-

mento dell’attività produttiva. Lo stato avanzamento

lavori è determinato in funzione del rapporto tra i co-

sti sostenuti alla data di valutazione e i costi comples-

sivi attesi sulla commessa. I ricavi di commessa, oltre ai

corrispettivi contrattuali, includono le varianti, le revi-

sioni dei prezzi e il riconoscimento degli incentivi nella

misura in cui è probabile che essi rappresentino ricavi

veri e propri e se questi possono essere determinati

con attendibilità. Sono, inoltre, rettificati per effetto

delle penalità derivanti da ritardi attribuibili alla So-

cietà.

Proventi e oneri finanziari

I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competen-

za sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle

relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso

di interesse effettivo e includono le variazioni di fair value

degli strumenti finanziari rilevati al fair value a Conto eco-

109

nomico e le variazioni di fair value dei derivati connessi a

operazioni finanziarie.

Imposte

Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio, iscritte tra

i “debiti per imposte sul reddito” al netto degli acconti

versati, ovvero nella voce “crediti per imposte sul reddito”

qualora il saldo netto risulti a credito, sono determinate in

base alla stima del reddito imponibile e in conformità alle

disposizioni in vigore.

Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate

sulle differenze temporanee tra i valori patrimoniali iscritti

nel bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fi-

scali applicando l’aliquota fiscale in vigore alla data in cui

la differenza temporanea si riverserà, determinata sulla

base delle aliquote fiscali previste da provvedimenti in vi-

gore o sostanzialmente in vigore alla data di riferimento.

Le attività per imposte anticipate sono rilevate quando

il loro recupero è probabile, cioè quando si prevede che

possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali suf-

ficienti a recuperare l’attività.

La recuperabilità delle attività per imposte anticipate vie-

ne riesaminata a ogni chiusura di periodo.

Le imposte differite e anticipate, applicate dalla medesi-

ma autorità fiscale, sono compensate se la Società vanta

un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività

fiscali correnti con le passività fiscali correnti che si genere-

ranno al momento del loro riversamento.

Le imposte correnti e differite sono rilevate nel Conto eco-

nomico, a eccezione di quelle relative a voci direttamente

addebitate o accreditate a patrimonio netto che sono ri-

conosciute direttamente a patrimonio netto.

Dividendi

I dividendi sono rilevati quando è stabilito il diritto degli

azionisti a riceverne il pagamento.

I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono

rappresentati come movimento del patrimonio netto alla

data in cui sono approvati, rispettivamente, dall’Assem-

blea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.

Discontinued operations e attività non correnti possedute per la vendita

Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) il cui va-

lore contabile sarà recuperato principalmente attraverso

la vendita anziché con il loro utilizzo continuativo sono

classificate come possedute per la vendita e rappresenta-

te separatamente dalle altre attività e passività dello Stato

patrimoniale. Tale circostanza si verifica solo quando la

vendita è altamente probabile e le attività non correnti (o

gruppi in dismissione) sono disponibili, nella loro attuale

condizione, per la vendita immediata.

Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) classifica-

te come possedute per la vendita sono dapprima rilevate

in conformità allo specifico IFRS-EU di riferimento appli-

cabile a ciascuna attività o passività e, successivamente,

sono rilevate al minore tra il valore contabile e il relativo

fair value, al netto dei costi di vendita. Eventuali successive

perdite di valore sono rilevate direttamente a rettifica del-

le attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate

come possedute per la vendita con contropartita a Conto

economico. I corrispondenti valori patrimoniali dell’eserci-

zio precedente non sono riclassificati.

Un’attività operativa cessata (discontinued operation) rap-

presenta una parte dell’impresa che è stata dismessa o

classificata come posseduta per la vendita, e:

> rappresenta un importante ramo di attività o area geo-

grafica di attività;

> è parte di un piano coordinato di dismissione di un

importante ramo di attività o area geografica di

attività; o

> è una società controllata acquisita esclusivamente allo

scopo di essere rivenduta.

I risultati delle attività operative cessate – siano esse di-

smesse oppure classificate come possedute per la vendita

e in corso di dismissione – sono esposti separatamente nel

Conto economico, al netto degli effetti fiscali. I corrispon-

denti valori relativi all’esercizio precedente, ove presenti,

sono riclassificati ed esposti separatamente nel Conto

economico, al netto degli effetti fiscali, ai fini comparativi.

Le attività non correnti per le quali vengono meno i pre-

supposti per la loro classificazione come possedute per la

vendita, o che cessano di far parte di un gruppo in dismis-

sione classificato come posseduto per la vendita, sono va-

lutate al minore tra:

> il valore contabile prima che l’attività (o gruppo in di-

smissione) fosse classificata come posseduta per la ven-

dita, rettificato per tutti gli ammortamenti, svalutazioni

o ripristini di valore che sarebbero stati rilevati se l’atti-

vità (o il gruppo in dismissione) non fosse stata classifi-

cata come posseduta per la vendita; e


> il valore recuperabile, pari al maggiore tra il suo fair

value al netto dei costi di vendita e il suo valore d’uso,

calcolato alla data in cui è stata assunta la decisione di

non vendere.

2Princípi contabili di recente emanazione

Princípi di prima adozione e applicabili

Il Gruppo ha adottato la seguente modifica ai princípi con-

tabili internazionali di prima adozione al 1° gennaio 2012:

> “Modifiche all’IFRS 7 – Strumenti finanziari: informa-

zioni integrative”; la modifica ha introdotto nuovi ob-

blighi di informativa per permettere agli utilizzatori

del bilancio di valutare l’esposizione ai rischi connes-

si al trasferimento di attività finanziarie e l’effetto di

tali rischi sulla posizione finanziaria della società. In

particolare, la nuova versione del principio richiede

informativa specifica, da inserirsi in un’unica nota al

bilancio, con riferimento ad attività finanziarie trasfe-

rite che non sono state oggetto di derecognition e ad

attività finanziarie trasferite in cui, alla data di bilancio,

si è mantenuto un coinvolgimento. L’applicazione su

base prospettica di tale modifica non ha comportato

impatti significativi.

Princípi non ancora applicabili e non adottati

La Commissione Europea nel corso dell’esercizio 2012 ha

omologato i seguenti princípi applicabili, per il Gruppo,

negli esercizi successivi.

> “Modifiche allo IAS 1 – Esposizione nel bilancio delle

voci delle altre componenti di conto economico com-

plessivo”, emesso a giugno 2011. La nuova versione

del principio dispone che, nella sezione delle altre

componenti di conto economico complessivo (OCI), si

debbano distinguere gli elementi che in futuro saran-

no riclassificati a conto economico (c.d. “recycling”) da

quelli che non saranno riclassificati a conto economi-

co. Le modifiche saranno applicabili retroattivamente a

partire dal 1° gennaio 2013. Non si prevedono impat-

ti significativi derivanti dall’applicazione futura delle

nuove disposizioni.

> “IAS 19 – Benefíci per i dipendenti”, emesso a giugno

2011; sostituisce la vigente versione dello IAS 19. La

modifica più significativa apportata al principio riguar-

da l’obbligo di rilevare tutti gli utili/perdite attuariali

nell’ambito degli OCI, con conseguente eliminazio-

ne del c.d. “corridor approach“. La nuova versione del

principio, inoltre, introduce regole più stringenti per

la presentazione dei dati in bilancio, disaggregando il

costo in tre componenti; elimina il rendimento atteso

sulle attività a servizio del piano; non consente più di

differire la rilevazione contabile del past service cost;

amplia l’informativa da presentare in bilancio; intro-

duce regole più dettagliate per la rilevazione dei ter-

mination benefit. Il principio sarà applicabile retroatti-

vamente a partire dal 1° gennaio 2013. Il Gruppo sta

valutando gli impatti derivanti dall’applicazione futura

delle nuove disposizioni; tuttavia, si ritiene che tali im-

patti deriveranno principalmente dal cambiamento nel

trattamento contabile del past service cost e degli utili/

perdite attuariali, la cui rilevazione, come sopra indica-

to, non potrà più essere differita. Per maggiori dettagli

si rinvia alla Nota 28 ove è rappresentato l’ammontare

degli utili e delle perdite attuariali non riconosciuti nel

presente bilancio al 31 dicembre 2012.

> “IFRS 13 – Valutazione del fair value”, emesso a maggio

2011. Rappresenta un framework trasversale cui fare

riferimento ogni qualvolta altri princípi contabili richie-

dono o permettono l’applicazione del criterio del fair

value. Il principio fornisce una guida su come determi-

nare il fair value introducendo, inoltre, specifici requisiti

di informativa. Il nuovo principio sarà applicabile pro-

spetticamente a partire dal 1° gennaio 2013. Non si pre-

vedono impatti significativi derivanti dall’applicazione

futura delle nuove disposizioni.

> “Modifiche all’IFRS 7 – Compensazione di attività e pas-

sività finanziarie”, emesso a dicembre 2011, parallela-

mente alle modifiche allo IAS 32, descritte nel seguito.

La modifica richiede di ampliare l’informativa in mate-

ria di compensazione di attività e passività finanziarie,

al fine di consentire agli utilizzatori dei bilanci di valuta-

re gli effetti, anche potenziali, sulla posizione finanzia-

ria della società, dei contratti di netting, inclusi i diritti di

compensazione associati ad attività o passività rilevate

in bilancio.

111

Le modifiche al principio saranno applicabili retroatti-

vamente a partire dal 1° gennaio 2013. Non si preve-

dono impatti significativi derivanti dall’applicazione


> “IFRIC 20 – Costi di sbancamento nella fase di produ-

zione di una miniera a cielo aperto”, emesso a ottobre

2011. L’interpretazione dispone il trattamento contabi-

le da applicare ai costi sostenuti per la rimozione, nella

fase di produzione, di materiale di scarto dalle miniere

chiarendo quando possono essere rilevati come un’at-

tività. L’interpretazione sarà applicabile ai costi sostenuti

a partire dal 1° gennaio 2013. Non si prevedono impatti

derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposi-

zioni.

> “IFRS 10 – Bilancio consolidato”, emesso a maggio 2011;

sostituisce il “SIC 12 – Consolidamento – società a de-

stinazione specifica (società veicolo)” e, limitatamente

alla parte relativa al bilancio consolidato, lo “IAS 27 –

Bilancio consolidato e separato”, la cui denominazione

è stata modificata in “bilancio separato”. Lo standard in-

troduce un nuovo modello di valutazione dell’esistenza

del controllo (presupposto indispensabile per consoli-

dare una “partecipata”), lasciando invariate le tecniche

di consolidamento previste dal vigente IAS 27. Tale

modello deve essere applicato indistintamente a tutte

le partecipate, incluse le società veicolo, chiamate dal

nuovo principio “structured entities”. Mentre nei vigenti

princípi contabili si dà prevalenza, laddove il controllo

non derivi dalla detenzione della maggioranza dei dirit-

ti di voto reali o potenziali, all’analisi dei rischi/benefíci

derivanti dalla propria interessenza nella partecipata, il

nuovo principio focalizza il giudizio su tre elementi da

considerare in ogni valutazione: il potere (power); l’e-

sposizione alla variabilità dei rendimenti derivanti dal

rapporto partecipativo; il legame tra il potere e i ren-

dimenti, ossia la capacità di influenzare i rendimenti

della partecipata esercitando su quest’ultima il proprio

potere decisionale. Gli effetti contabili derivanti dalla

perdita del controllo o dalla variazione della quota di

interessenza in una partecipata (senza perdita del con-

trollo) restano invariati rispetto a quanto previsto dal

vigente IAS 27.

A seguito dell’applicazione del nuovo modello di anali-

si delle condizioni di controllo, società precedentemen-

te consolidate potrebbero essere escluse dall’area di

consolidamento e viceversa.

Il nuovo principio sarà applicabile retroattivamente a

partire dal 1° gennaio 2014. Il Gruppo sta valutando gli

impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove

disposizioni.

> “IAS 27 – Bilancio separato”, emesso a maggio 2011.

Contestualmente all’emissione dell’IFRS 10 e dell’IFRS

12, il vigente IAS 27 è stato modificato sia nella deno-

minazione sia nel contenuto, eliminando tutte le dispo-

sizioni relative alla redazione del bilancio consolidato

(le altre disposizioni sono rimaste invariate). A seguito

di tale modifica, pertanto, il principio indica solo i criteri

di rilevazione e misurazione contabile nonché l’infor-

mativa da presentare nei bilanci separati in materia di

controllate, joint venture e collegate. Il nuovo principio

sarà applicabile retroattivamente a partire dal 1° genna-

io 2014. Il Gruppo non prevede impatti derivanti dall’ap-

plicazione futura delle nuove disposizioni.

> “IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto”, emesso a

maggio 2011; sostituisce lo “IAS 31 – Partecipazioni in

joint venture” e il “SIC 13 – Imprese sotto controllo con-

giunto – Conferimenti in natura da parte dei partecipan-

ti al controllo”. A differenza dello IAS 31, che nella valu-

tazione degli accordi di controllo congiunto (c.d. “joint

arrangement”) dà prevalenza alla forma contrattuale

prescelta, il nuovo principio fonda il processo valutativo

sui diritti e obblighi attribuiti alle parti dell’accordo. In

particolare, il nuovo standard contabile individua due

tipologie di joint arrangement: la joint operation, qua-

lora le parti dell’accordo abbiano diritto pro quota alle

attività e siano responsabili pro quota delle passività

derivanti dall’accordo stesso; e la joint venture, qualora

le parti abbiano diritto a una quota delle attività nette

o del risultato economico derivanti dall’accordo.

Nel bilancio consolidato, la partecipazione a una joint

operation deve essere riflessa contabilmente median-

te la rilevazione delle attività/passività e dei costi/ri-

cavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi

spettanti, a prescindere dall’interessenza partecipativa

detenuta; la partecipazione a una joint venture, invece,

deve essere riflessa contabilmente mediante la rileva-

zione di una partecipazione valutata con l’equity me-

thod (non è più consentita l’applicazione del consolida-

mento proporzionale).

Il nuovo principio sarà applicabile retroattivamente a

partire dal 1° gennaio 2014. Il Gruppo sta valutando gli

impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove

disposizioni.

> “IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint ven-

ture”, emesso a maggio 2011. Contestualmente all’e-

missione dell’IFRS 11 e dell’IFRS 12, il vigente IAS 28 è


stato modificato sia nella denominazione sia nel con-

tenuto. In particolare, il nuovo principio, che include

anche le disposizioni del “SIC 13 – Entità sotto controllo

congiunto – Conferimenti in natura da parte dei parte-

cipanti al controllo”, descrive l’applicazione del metodo

del patrimonio netto che costituisce, nell’ambito di un

bilancio consolidato, il criterio di valutazione delle so-

cietà collegate e delle joint venture. Il nuovo principio

sarà applicabile retroattivamente a partire dal 1° gen-

naio 2014. Il Gruppo sta valutando gli impatti derivanti

dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.

> “IFRS 12 – Informativa sulle partecipazioni in altre enti-

tà”, emesso a maggio 2011. Racchiude in un unico stan-

dard contabile l’informativa da presentare in materia di

interessi detenuti in società controllate, joint operation

e joint venture, collegate e in “structured entities”. In

particolare, il principio integra l’informativa già previ-

sta dai vigenti IAS 27, IAS 28 e IAS 31, che sono stati

coerentemente modificati, introducendo nuovi obbli-

ghi informativi.

Il nuovo principio sarà applicabile retroattivamente

a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° genna-

io 2014. Il Gruppo sta valutando gli impatti derivanti


> “Modifiche allo IAS 32 – Compensazione di attività e

passività finanziarie”, emesso a dicembre 2011. Lo IAS

32 dispone che un’attività e una passività finanziaria

debbano essere compensate e il relativo saldo netto

esposto nello stato patrimoniale, quando e soltanto

quando una società:

a) ha correntemente un diritto legale a compensare gli

importi rilevati contabilmente; e

b) intende estinguere per il residuo netto o intende re-

alizzare l’attività e contemporaneamente estinguere

la passività.

La modifica allo IAS 32 chiarisce le condizioni che devo-

no sussistere affinché siano soddisfatti tali due requisiti.

Con riferimento al primo requisito, la modifica amplia

l’illustrazione dei casi in cui una società ha “corrente-

mente un diritto legale a compensare”; con riferimento

al secondo, precisa che, qualora la società regoli sepa-

ratamente l’attività e la passività finanziaria, ai fini della

compensazione, è necessario che il rischio di credito o

di liquidità non siano significativi illustrando, a tal pro-

posito, le caratteristiche che devono avere i c.d. “gross

settlement system”.

Le modifiche al principio saranno applicabili retroatti-

vamente a partire dal 1° gennaio 2014. Il Gruppo sta

valutando gli impatti derivanti dall’applicazione futura

delle nuove disposizioni.

Nel corso degli anni 2009-2012 l’International Accounting

Standards Board (IASB) e l’International Financial Reporting

Interpretations Committee (IFRIC) hanno pubblicato nuovi

princípi e interpretazioni che, al 31 dicembre 2012, non ri-

sultano ancora omologati dalla Commissione Europea. Tra

questi, si evidenziano di seguito quelli che si ritiene possa-

no avere effetti sul bilancio consolidato del Gruppo.

> “IFRS 9 – Financial Instruments”, emesso a novembre

2009 e successivamente rivisto a ottobre 2010, costitu-

isce la prima delle tre fasi del progetto di sostituzione

dello IAS 39. Il nuovo standard definisce i criteri per la

classificazione delle attività e delle passività finanzia-

rie. Le attività finanziarie devono essere classificate

sulla base del c.d. “business model” dell’impresa e del-

le caratteristiche dei relativi flussi di cassa contrattua-

li associati. Con riferimento ai criteri di valutazione, il

nuovo standard prevede che, inizialmente, le attività

e passività finanziarie debbano essere valutate al fair

value, inclusivo degli eventuali costi di transazione che

sono direttamente attribuibili all’assunzione o emis-

sione delle stesse. Successivamente, attività e passività

finanziarie possono essere valutate al fair value, ovvero

al costo ammortizzato, salvo l’esercizio della c.d. “fair

value option”. In merito ai criteri di valutazione degli

investimenti in strumenti di capitale non detenuti per

finalità di trading, è possibile optare irrevocabilmente

per la presentazione delle variazioni di fair value tra

gli other comprehensive income; i relativi dividendi do-

vranno essere in ogni caso rilevati a conto economico. Il

nuovo principio, modificato con riferimento alla data di

prima adozione nel mese di dicembre 2011, sarà appli-

cabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che

hanno inizio il 1° gennaio 2015. Il Gruppo sta valutando

gli impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuo-

ve disposizioni.

> “Amendments to IFRS 9 and IFRS 7 – Mandatory effec-

tive date and transition disclosure”, emesso a dicembre

2011. Tale amendment modifica l’IFRS 9 – Financial In-

struments, posticipando la data di prima adozione ob-

bligatoria del principio dal 1° gennaio 2013 al 1° gen-

naio 2015 e dettando nuove regole per la transizione

dall’applicazione dello IAS 39 all’applicazione dell’IFRS

9. Modifica inoltre, l’”IFRS 7 – Strumenti finanziari: infor-

mazioni integrative”, introducendo nuova informativa

comparativa, obbligatoria o facoltativa in relazione alla

data di transizione all’IFRS 9.

113

In particolare, le modifiche in esame dispongono che le

società che applicano l’IFRS 9 per la prima volta nel pro-

prio bilancio abbiano sempre la facoltà di non predi-

sporre il restatement degli esercizi precedenti. Più pre-

cisamente: le società che hanno adottato l’IFRS 9 prima

del 1° gennaio 2012 non hanno obblighi di restatement

né obblighi di informativa addizionale rispetto a quelli

già previsti a seguito delle modifiche apportate all’IFRS

7 dall’emissione dell’IFRS 9; le società che hanno adot-

tato l’IFRS 9 dal 1° gennaio 2012 al 31 dicembre 2012

possono scegliere se predisporre il restatement degli

esercizi precedenti o se fornire l’informativa comparati-

va addizionale secondo le modifiche apportate all’IFRS

7; le società che adottano l’IFRS 9 dal 1° gennaio 2013

al 1° gennaio 2015 hanno l’obbligo di fornire l’infor-

mativa comparativa addizionale secondo le modifiche

apportate all’IFRS 7 a prescindere dalla scelta fatta ri-

guardo il restatement, relativamente al quale hanno

facoltà ma non obbligo.

Le modifiche saranno applicabili, previa omologazio-

ne, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° genna-



> “Amendments to IFRS 10, IFRS 11 and IFRS 12 – Transi-

tion Guidance”, emesso a giugno 2012. La modifica ha

l’obiettivo di chiarire alcuni aspetti relativi alla fase di

prima applicazione dei princípi IFRS 10, IFRS 11 e IFRS

12. In particolare, l’IFRS 10 è stato emendato chiaren-

do che per data di applicazione iniziale del principio

debba intendersi l’inizio dell’esercizio in cui lo stesso è

applicato per la prima volta (i.e. 1° gennaio 2013); è sta-

ta, inoltre, limitata l’informativa comparativa da fornire

nel primo esercizio di applicazione. L’IFRS 11 e l’IFRS

12 sono stati emendati in maniera analoga, limitando

gli effetti, in termini sia di rettifica dei dati di bilancio

sia di informativa, derivanti dalla prima applicazione

dell’IFRS 11.

Le modifiche saranno applicabili retroattivamente,

previa omologazione, a partire dagli esercizi che han-

no inizio il 1° gennaio 2013. Si segnala, tuttavia, che la

Commissione Europea sta valutando se differire la prima

applicazione al 1° gennaio 2014. Il Gruppo sta valutan-

do gli impatti derivanti dall’applicazione futura delle

nuove disposizioni.

> “Amendments to IFRS 10, IFRS 12 and IAS 27 – Invest-

ment entities”, emesso a ottobre 2012. La modifica in

esame introduce un’eccezione all’obbligo, contenuto

nell’IFRS 10, di consolidare tutte le società controlla-

te, nel caso in cui la controllante si qualifichi come in-

vestment entity. In particolare, le investment entities,

come definite dalla modifica in esame, non devono

consolidare le proprie società controllate a eccezione

del caso in cui queste ultime forniscano servizi correlati

all’attività di investimento della controllante. Le società

controllate non consolidate devono essere valutate in

conformità all’IFRS 9 ovvero allo IAS 39. La controllante

di una investment entity deve, invece, consolidare tut-

te le proprie controllate (incluse quelle detenute me-

diante l’investment entity stessa), eccetto il caso in cui

anch’essa si qualifichi come tale. La modifica sarà appli-

cabile retroattivamente, previa omologazione, a partire

dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2014. Il Grup-

po sta valutando gli impatti derivanti dall’applicazione


> “Annual Improvements to IFRS 2009-2011 Cycle”, emes-

so a maggio 2012; contiene modifiche formali e chia-

rimenti a princípi già esistenti. Le modifiche, previa

omologazione, saranno applicabili retroattivamente

a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° genna-


dall’applicazione futura delle nuove disposizioni. In

particolare, sono stati modificati i seguenti princípi:

- “IFRS 1 – Prima adozione dei princípi contabili interna-

zionali”; la modifica dispone che una società che ha in-

terrotto l’applicazione nel proprio bilancio dei princípi

contabili internazionali può, qualora decidesse di tor-

nare a redigere il bilancio in conformità agli IFRS/IAS,

o riapplicare l’IFRS 1 o applicare lo IAS 8 come se non

avesse effettuato la predetta interruzione.

L’IFRS 1 è stato, inoltre, modificato in merito alla

capitalizzazione degli oneri finanziari: un first-time

adopter può scegliere se applicare le disposizioni del-

lo IAS 23 dalla data di prima adozione degli IFRS/IAS

o da una data precedente, secondo quanto indicato

dal paragrafo 28 dello IAS 23. La modifica dispone,

infine, che la società che applica per la prima volta

gli IFRS/IAS non deve rettificare gli oneri finanziari

capitalizzati secondo i princípi contabili applicati in

precedenza e deve applicare le disposizioni dello IAS

23 solo per gli oneri finanziari sostenuti dalla data

prescelta secondo quanto sopra indicato;

- “IAS 1 – Presentazione del bilancio”; la modifica chia-

risce come debba essere presentata in bilancio l’in-

formativa comparativa e specifica che la società può

decidere volontariamente di presentare informativa

comparativa aggiuntiva;


- “IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari”; la modifi-

ca chiarisce che se i pezzi di ricambio e le attrezzature

soddisfano i requisiti per essere classificati come “im-

mobili, impianti e macchinari” devono essere rilevati

e valutati secondo lo IAS 16, altrimenti devono essere

classificati come rimanenze;

- “IAS 32 – Strumenti finanziari: esposizione nel bilan-

cio e informazioni integrative”; la modifica dispone

che le imposte sul reddito correlate alle distribuzioni

ai possessori di strumenti rappresentativi di capita-

le e quelle correlate ai costi di transazione relativi a

operazioni sul capitale devono essere contabilizzate

secondo le disposizioni dello IAS 12;

- “IAS 34 – Bilanci intermedi”; la modifica dispone che,

nei bilanci intermedi, debba essere indicato il totale

delle attività e delle passività di uno specifico settore

solo se tale dato è regolarmente fornito al più alto

livello decisionale operativo e se lo stesso ha subíto

una variazione significativa rispetto all’ultimo bilan-

cio annuale presentato.

3Gestione dei rischi finanziari

Il Gruppo, nell’esercizio della propria attività industriale, è

esposto a diversi rischi di mercato e in particolare al rischio

di oscillazione dei tassi di interesse, dei tassi di cambio e

dei prezzi delle commodity.

La strategia di risk management del Gruppo è finalizzata a

minimizzare potenziali effetti negativi sulle performance

finanziarie del Gruppo determinate da tali fluttuazioni. Al-

cune tipologie di rischio sono mitigate tramite il ricorso a

strumenti finanziari derivati. Il monitoraggio e il controllo

delle esposizioni ai rischi e le relative strategie di copertura

sono centralizzate presso Enel Green Power SpA.

Sono di seguito brevemente descritte le politiche di ge-

stione e l’analisi di sensitività posta in essere dal Gruppo

con riferimento ai suddetti rischi.

Per contenere tali esposizioni all’interno dei limiti definiti

all’inizio dell’esercizio nell’ambito delle politiche di ge-

stione del rischio, le società del Gruppo stipulano contratti

derivati over the counter (OTC) nei confronti del mercato

e all’interno del Gruppo Enel; in particolare, la contropar-

te interna per le operazioni in derivati su commodity ed

energia è principalmente Enel Trade SpA, mentre per le

operazioni in derivati su tasso di interesse e di cambio è la

Controllante Enel SpA.

Il Gruppo non stipula contratti derivati ai fini speculativi.

Le operazioni in derivati possono essere designate come

di cash flow hedge (CFH) qualora se ne ravvisi l’opportuni-

tà e siano soddisfatti i requisiti formali previsti dallo IAS 39,

altrimenti sono classificate come di trading.

Il fair value di un contratto derivato è determinato utiliz-

zando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati

in mercati regolamentati. Il fair value degli strumenti non

quotati in mercati regolamentati è determinato mediante

modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria

di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato

relativi alla data di chiusura dell’esercizio contabile (quali

tassi di interesse, tassi di cambio, volatilità) attualizzando i

flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse

di mercato alla data di riferimento e convertendo i valori

in divise diverse dall’euro ai cambi di fine esercizio forniti

dalla Banca Centrale Europea.

Il valore nozionale di un derivato è l’importo contrattua-

le in base al quale sono scambiati i differenziali; tale am-

montare può essere espresso sia in base a un valore sia in

base a quantità (quali per esempio tonnellate, convertite

in euro moltiplicando l’ammontare nozionale per il prezzo

fissato). Gli ammontari espressi in valute diverse dall’euro

sono convertiti in euro applicando il tasso di cambio in es-

sere alla data di bilancio.

Non si rilevano modifiche nei criteri di valutazione dei de-

rivati in essere a fine esercizio, rispetto a quelli adottati alla

fine dell’esercizio precedente.

Rischio tasso di interesse

L’ammontare dell’indebitamento a tasso variabile non

coperto dal rischio di tasso di interesse rappresenta il

principale elemento di rischio per l’impatto che potrebbe

verificarsi sul conto economico conseguentemente a un

aumento dei tassi di interesse di mercato.

Il duplice obiettivo di riduzione dell’ammontare di inde-

bitamento finanziario soggetto alla variazione dei tassi

di interesse e di riduzione del costo della provvista viene

raggiunto ponendo in essere principalmente contratti di

interest rate swap.

Gli interest rate swap sono strumenti che prevedono lo

scambio periodico di flussi di interesse a tasso variabile

115

contro flussi di interesse a tasso fisso, entrambi calcolati su

un medesimo capitale nozionale di riferimento.

La scadenza di tali contratti non eccede la scadenza della

passività finanziaria sottostante cosicché ogni variazione

nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti è

bilanciata da una corrispondente variazione del fair value

e/o nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.

Al 31 dicembre 2012 risultano in essere contratti interest

rate swap per un ammontare nozionale complessivo di

881 milioni di euro (490 milioni di euro al 31 dicembre

2011).

Nelle seguenti tabelle vengono forniti, alle date del 31

dicembre 2012 e del 31 dicembre 2011, il nozionale e il

fair value dei contratti derivati su tasso di interesse con

evidenza della tipologia contrattuale e del trattamento

contabile adottato.

Milioni di euro Nozionale Fair valueFair value

attivitàFair value passività

al 31.12.2012

Derivati cash flow hedge 870 (67) - (67)

Interest rate swap 870 (67) - (67)

Derivati di trading 11 (1) - (1)


Totale derivati su tassi di interesse 881 (68) - (68)



al 31.12.2011

Derivati cash flow hedge 490 (40) - (40)


Totale derivati su tassi di interesse 490 (40) - (40)

Nella seguente tabella sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi a venire relativi ai predetti strumenti finanziari

derivati.

Milioni di euro Fair value Stratificazione dei flussi di cassa attesi

al 31.12.2012 2013 2014 2015 2016 2017 Oltre

Derivati cash flow hedge

Derivati passivi netti (fair value negativo) (67) (21) (18) (14) (10) (6) (1)

Derivati di trading

Derivati passivi netti (fair value negativo) (1) (1) - - - - -

In base all’analisi dell’indebitamento finanziario comples-

sivo del Gruppo, si rileva come questo sia per il 35% indi-

cizzato a tasso variabile (55% al 31 dicembre 2011) senza

considerare le coperture in derivati.

Prendendo a riferimento l’indebitamento netto a lungo

termine, la quota indicizzata a tasso variabile risulta pari al

31% (47% al 31 dicembre 2011); tale esposizione si riduce

al 12% (22% al 31 dicembre 2011) considerando le coper-

ture effettuate mediante operazioni in derivati designati

di cash flow hedge e i derivati ritenuti di copertura sotto il

profilo gestionale, ma che non hanno i requisiti necessari

per essere contabilizzati secondo le regole dell’hedge ac-

counting.

Al 31 dicembre 2012, se i tassi di interesse a tale data fos-

sero stati di 25 punti base più alti, a parità di ogni altra

variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di 12,8

milioni di euro a seguito dell’incremento del fair value dei

derivati su tassi di cash flow hedge. Viceversa, se i tassi di

interesse a tale data fossero stati di 25 punti base più bas-

si, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sa-

rebbe stato più basso di 12,8 milioni di euro a seguito del

decremento del fair value dei derivati su tassi di cash flow

hedge. L’impatto negativo (o positivo) in termini di mag-

giori (o minori) oneri finanziari annui rivenienti dall’am-

montare non coperto del debito netto a lungo termine è

stimabile in circa 1,4 milioni di euro.

Rischio tasso di cambio

Al fine di ridurre il rischio di cambio derivante da attività,

passività e flussi di cassa attesi in divisa estera, le società

del Gruppo stipulano con Enel SpA contratti derivati allo


scopo di coprire i flussi di cassa in valute estere diverse dal-

la valuta di conto di ogni Paese.

Si segnala che l’indebitamento finanziario complessivo

del Gruppo risulta per l’87% espresso in euro (85% al 31

dicembre 2011) e per il restante 13% è denominato nella

valuta di conto del Paese in cui opera la società del Grup-

po detentrice della posizione debitoria; non si configura

pertanto alcuna esposizione al rischio cambio connesso

all’indebitamento di Gruppo.

Principalmente nel 2012 sono stati conclusi currency

forward, ossia contratti derivati con i quali le controparti

concordano lo scambio di due flussi di capitale denomi-

nati in divise diverse, a una determinata data futura e a un

certo tasso di cambio (c.d. “strike”); tali contratti possono

prevedere la consegna effettiva dei due flussi (deliverable

forward) o la corresponsione del differenziale tra il tasso di

cambio strike e il livello del cambio prevalente sul mercato

alla scadenza (non deliverable forward).

La scadenza di tali contratti non eccede la scadenza della

passività finanziaria sottostante cosicché ogni variazione

nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti è

bilanciata da una corrispondente variazione del fair value

e/o nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.

Al 31 dicembre 2012 risultano in essere contratti forward

per un ammontare nozionale complessivo di 14 milioni di

euro (49 milioni di euro al 31 dicembre 2011), utilizzati

principalmente per coprire il rischio di cambio connesso a

flussi commerciali in dollari statunitensi e lei romeni.

Nelle seguenti tabelle vengono forniti, alla data del 31 di-

cembre 2012 e del 31 dicembre 2011, il nozionale e il fair

value dei contratti derivati su tasso di cambio suddivisi per

tipologia e trattamento contabile adottato.



al 31.12.2012

Derivati di trading 14 - - -

Forward 14 - - -

Totale forward 14 - - -

Totale derivati su tassi di cambio 14 - - -



al 31.12.2011

Derivati di trading 49 (4) - (4)

Forward 49 (4) - (4)

Totale forward 49 (4) - (4)

Totale derivati su tassi di cambio 49 (4) - (4)

Al 31 dicembre 2012, se il tasso di cambio dell’euro verso

il dollaro si fosse apprezzato del 10%, a parità di ogni altra

variabile, il Conto economico sarebbe stato più basso di

circa 1,23 milioni di euro a seguito dell’ incremento del fair

value dei derivati su cambi di trading.

Al 31 dicembre 2012, se il tasso di cambio dell’euro verso

il dollaro si fosse deprezzato del 10%, a parità di ogni al-

tra variabile, il Conto economico sarebbe stato più alto di

circa 1,51 milioni di euro a seguito del decremento del fair

value dei derivati su cambi di trading.

Rischio prezzo energia

Nell’esercizio della sua attività il Gruppo è esposto al ri-

schio di oscillazione dei prezzi dell’energia. L’esposizione

a tale rischio deriva essenzialmente dall’attività di vendita

sui mercati spot (Borsa) dell’energia prodotta e non con-

trattualizzata mediante contratti bilaterali fisici.

Per contenere tale esposizione, le società del Gruppo ri-

corrono alla stipula di “Contratti per differenza (CFD) a

due vie” nei quali le differenze sono regolate a favore del-

la controparte nel caso in cui il prezzo spot superi il prezzo

strike, e a favore delle società del Gruppo nel caso contra-

rio. Per tali contratti non è previsto un premio fisso. I CFD

a due vie sono stipulati prevalentemente con Enel Trade

SpA e, a partire dal 2010 relativamente al 2012, in Iberia

con Endesa Generación SL.

Il fair value al 31 dicembre 2012 di tali contratti è determi-

nato utilizzando le quotazioni forward dell’energia elet-

trica tenuto conto dell’aumentata liquidità del mercato di

riferimento.

L’esposizione residua deriva principalmente dalla incer-

tezza sui volumi di produzione, caratteristica della produ-

zione con fonti rinnovabili, ed è oggetto di costante moni-

toraggio, controllo e misura.

117

Nelle tabelle seguenti vengono forniti il nozionale e il fair value dei contratti derivati su commodity al 31 dicembre 2012

e al 31 dicembre 2011.



al 31.12.2012

Derivati cash flow hedge 174 10 10 -

Contratti per differenza a due vie 144 2 2 -

Altri derivati su energia 30 8 8 -

Totale derivati su commodity 174 10 10 -



al 31.12.2011

Derivati cash flow hedge 381 (1) 13 (14)

Contratti per differenza a due vie 350 (11) - (11)

Altri derivati su energia 31 10 13 (3)

Totale derivati su commodity 381 (1) 13 (14)

Si precisa che il Gruppo analizza i contratti di compraven-

dita di energia elettrica conclusi, al fine di individuare se

gli stessi si qualifichino come un contratto derivato da va-

lutare ai sensi dello IAS 39 o se lo stesso, pur non configu-

randosi come un contratto derivato, contenga eventuali

derivati impliciti che debbano essere valutati ai sensi dello

IAS 39. Al momento non sono emersi derivati impliciti da

scorporare, mentre i contratti che si qualificano come de-

rivati sono coerentemente valutati.

Nella seguente tabella sono indicati i flussi di cassa attesi

negli esercizi a venire relativi ai predetti strumenti finan-

ziari derivati.

Milioni di euro Fair value Stratificazione dei flussi di cassa attesi

al 31.12.2012 2013 2014 2015 2016 2017 Oltre

Derivati cash flow hedge 10 4 2 2 2 1 -

Derivati attivi (fair value positivo) 10 4 2 2 1 1 -

Derivati passivi (fair value negativo) - - - - - - -

Nella seguente tabella sono evidenziati il fair value dei de-

rivati e il conseguente impatto sul patrimonio netto al 31

dicembre 2012 (al lordo delle relative imposte) che, a pa-

rità di altre condizioni, si sarebbe ottenuto a fronte di una

variazione di +10% o di -10% dei prezzi delle commodity

sottostanti il modello di valutazione considerati nello sce-

nario alla stessa data.

Milioni di euro -10% Fair value +10%

Contratti per differenza a due vie 16 2 (12)

Altri derivati su energia 11 8 7

Rischio di liquidità

La volatilità del mercato dei capitali può ostacolare o im-

pedire le aziende industriali nell’ottenimento dei finanzia-

menti necessari a condurre le proprie attività.

Le politiche di controllo e gestione del rischio di liquidità in

essere nel Gruppo Enel Green Power garantiscono il man-

tenimento di disponibilità liquide sufficienti a far fronte

agli impegni attesi per un determinato orizzonte tem-

porale senza far ricorso a ulteriori fonti di finanziamento,

nonché al mantenimento di un liquidity buffer sufficiente

a far fronte a eventuali impegni inattesi.

Il Gruppo Enel Green Power, indirettamente tramite la

controllante Enel SpA e direttamente tramite la sua finan-

ziaria Enel Green Power International BV, usufruisce della

capacità di tesoreria accentrata, garantendosi un facile ac-

cesso al mercato monetario e di capitali, nonché la tempe-

stiva gestione delle eventuali eccedenze di liquidità.

Per assicurare i piani di sviluppo delle società del Grup-


po si è ricorso a una pluralità di fonti di finanziamento,

equilibrate e diversificate in termini di tipologia e profilo

scadenze, sia fra parti correlate (che rappresentano il 57%

dell’indebitamento) sia verso terze parti (che rappresenta-

no il 43% dell’indebitamento).

Al 31 dicembre 2012 il Gruppo Enel Green Power dispone

complessivamente di circa 5.700 milioni di euro di com-

mitted credit line (utilizzate per circa 3.200 milioni) non-

ché di circa 700 milioni di euro di cash o cash equivalent.

Rischio di credito

Il Gruppo è caratterizzato da significative concentrazioni

del credito verso entità del Gruppo Enel e verso soggetti

pubblici e istituzionali. Al fine di minimizzare il rischio di

credito, il Gruppo si avvale di una specifica policy di con-

trollo e gestione, che prevede la valutazione del merito di

credito delle controparti – in base a informazioni fornite

da società esterne e a modelli di valutazione interni – e

il monitoraggio costante e strutturato delle esposizioni di

rischio, al fine di identificare rapidamente i fenomeni de-

generativi della qualità dei crediti in essere.

Inoltre, al fine di mitigare l’esposizione al rischio di credito,

il Gruppo fa ricorso alla acquisizione di garanzie bancarie

e/o al factoring.

Nel corso del 2012, ai fini di una migliore gestione del

rischio di credito e di altri minori, anche in considerazio-

ne del peggioramento dello scenario macroeconomico,

il Gruppo ha effettuato alcune operazioni di cessione

senza rivalsa di attività per certificati verdi a fronte delle

quali si è spogliato della maggior parte dei rischi a esse

associati, che pertanto sono state oggetto di rimozione

contabile.

Un’indicazione quantitativa sintetica dell’esposizione

massima al rischio di credito è desumibile dal valore con-

tabile delle attività finanziarie espresse al lordo del relati-

vo fondo svalutazione. Al 31 dicembre 2012 l’esposizione

massima al rischio di credito ammonta a 1.425 milioni di

euro (1.080 milioni di euro al 31 dicembre 2011) ed è com-

posta come di seguito dettagliato (per maggiori dettagli si

rinvia alle relative note di commento).

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Crediti finanziari e titoli a medio-lungo termine 269 279 (10)

Attività finanziarie non correnti 74 56 18

Altre attività non correnti 83 53 30

Crediti commerciali 571 529 42

Crediti finanziari e titoli a breve termine 421 153 268

Altre attività finanziarie correnti 7 10 (3)

Totale 1.425 1.080 345

4Principali variazioni dell’area di consolidamento

L’area di consolidamento al 31 dicembre 2012, rispetto

all’esercizio precedente, ha subíto alcune modifiche in

conseguenza delle seguenti principali operazioni.

2011

Acquisizioni da terzi - Estero

Sociedad Eólica de Andalucía

Il Gruppo ha incrementato la propria partecipazione in

SEA, passando dal 46,67% (precedentemente rilevata con

il metodo del patrimonio netto) al 63,34%.

Sociedade Térmica Portuguesa (TP)

Enel Green Power España, attraverso la sua controllata Fi-

nerge, ha acquisito un’ulteriore quota del 50% in Socie-

dade Térmica Portuguesa, divenendo così l’unico azionista

119

della società portoghese. Con questa acquisizione il Grup-

po ha incrementato la sua partecipazione in TP passando

dal 50% (precedentemente rilevata con il metodo propor-

zionale) al 100%.

Enel Unión Fenosa Renovables (EUFER)

In data 30 maggio 2011, Enel Green Power SpA (EGP) e

la sua controllata Enel Green Power España SL (EGPE)

hanno finalizzato l’accordo firmato con Gas Natural

SDG SA (GN) per la suddivisione (break-up) degli asset di

EUFER SA (EUFER), joint venture paritetica tra EGPE e Gas

Natural Fenosa, al verificarsi di una serie di condizioni so-

spensive previste dall’accordo stipulato in data 30 luglio

2010.

Il break-up di EUFER è stato finalizzato mediante la ridu-

zione di una quota del 50% del suo capitale realizzata at-

traverso la cessione a GN di una parte degli asset di EUFER.

In particolare, le attività di EUFER sono state suddivise in

due parti valutate come sostanzialmente equivalenti in

termini di valore, EBITDA, capacità installata e mix di ri-

schio e tecnologia. Una parte è stata assegnata a GN (di

seguito Lotto 2), mentre EGPE ha mantenuto l’altra parte

(di seguito Lotto 1) divenendo azionista unico di EUFER.

In conformità con l’accordo menzionato, EGPE e GN han-

no ricevuto ciascuna oltre 500 MW di capacità installata

(tra cui eolico, mini-idro e cogenerazione) e una pipeline

di progetti eolici, solari termici e a biomasse di circa 800

MW. Il debito finanziario netto di EUFER è stato suddiviso

in modo equilibrato tra EGPE e GN.

L’accordo si configura come l’acquisto da parte di EGPE

di un’ulteriore quota del 50% di EUFER da GN con conse-

guente ottenimento del controllo della società, e quindi di

una step acquisition, dietro trasferimento di un corrispetti-

vo non monetario, ovvero del 50% del Lotto 2 assegnato

a GN.

Altre minori

Nel corso del 2011 Enel Green Power ha acquistato par-

tecipazioni in Italia in Tecnoservice per un importo di 1,4

milioni di euro (con un impatto sull’avviamento di 1 mi-

lione di euro) e in IRIS 2006 per un importo di 9 milioni di

euro (con un impatto sull’avviamento di 3 milioni di euro).

Inoltre il Gruppo ha ceduto in Spagna la partecipazione in

Aldehuelas (21 milioni di euro).

Enel Green Power ha, inoltre, pagato success fee relativi

ai progetti rientranti nel perimetro di Enel Green Power

Hellas (61 milioni di euro) e di Enel Green Power Romania


Infine sono stati acquistati, negli Stati Uniti, i progetti eoli-

ci di Caney River e Rocky Ridge per un importo totale di 15

milioni di euro. L’excess cost riconosciuto è stato allocato

sulle immobilizzazioni immateriali e materiali.

2012

Acquisizioni

Di seguito si riportano le principali informazioni sulle ope-

razioni di aggregazione aziendale avvenute nel 2012. Si

precisa che per ciascuna di esse il Gruppo procederà all’i-

dentificazione del fair value delle attività e passività ac-

quisite, nonché delle passività potenziali assunte, entro i

dodici mesi successivi alla data dell’acquisizione.

Pipeline Kafireas

Milioni di euro

Immobili, impianti e macchinari -

Cassa e disponibilità liquide equivalenti 32

Altre attività correnti e non -

Passività correnti (31)

Totale attività nette acquisite 1

Avviamento 57

Valore dell’operazione (1) 58

Disponibilità liquide (32)

Effetto cassa (22) (2)

Ancora da versare -

(1) Inclusi oneri accessori.(2) Al netto del prezzo corrisposto per l’acquisizione del 30% del capitale nel

2008 e degli acconti già versati nel 2011 (per complessivi 34 milioni di euro) e della quota ancora da versare (14 milioni di euro).

Nel corso del primo semestre 2012, a seguito del raggiun-

gimento delle milestone tecniche contrattualmente fissate

e in forza di un amendment contrattuale concluso con il

partner greco, sviluppatore delle iniziative riconducibili al

progetto Elica II, il Gruppo ha acquisito – per il tramite della

controllata Enel Green Power Hellas – un pacchetto aziona-

rio del 50% nelle otto società dell’iniziativa eolica Kafireas.

Attraverso l’acquisto di tale quota del capitale sociale, che

si aggiunge alla porzione precedentemente detenuta pari

al 30%, il Gruppo ha acquisito anche il pieno controllo

in tali società, configurando una step acquisition ai sensi

dell’IFRS 3.

In forza di tali eventi, e a partire dal 29 giugno 2012, data

del nuovo accordo, tali società sono state, pertanto, con-

solidate integralmente laddove le stesse erano invece


iscritte fra le partecipazioni valutate con il metodo del pa-

trimonio netto fino al 31 dicembre 2011.

Gli effetti di tale operazione hanno condotto alla rileva-

zione, in via provvisoria, di un avviamento di 57 milioni di

euro, determinato come differenza tra:

(i) la somma del corrispettivo dell’operazione (pari a 39

milioni di euro), del fair value dell’interessenza del 30%

già precedentemente detenuta (pari 19 milioni di euro)

e la valorizzazione delle interessenze non di controllo

(pari a zero), e

(ii) il fair value provvisorio delle attività nette acquisite

(pari a 1 milione di euro).

Si evidenzia, inoltre, come la rimisurazione al fair value

dell’interessenza già detenuta precedentemente alla sti-

pula dell’operazione, ai sensi dell’IFRS 3, non abbia pro-

dotto impatti economici significativi.

Infine, si precisa che, per tale operazione, la valorizzazione

delle interessenze non di controllo è effettuata in propor-

zione al valore delle attività nette acquisite.

Stipa Nayaa

Milioni di euro

Immobili, impianti e macchinari 113

Cassa e disponibilità liquide equivalenti -

Altre attività correnti e non 18



Avviamento 14


Disponibilità liquide -

Effetto cassa 120 (2)

Ancora da versare -

(1) Inclusi oneri accessori.(2) Al netto degli acconti già versati nel 2011 (19 milioni di euro) ed effetti cam-

bio.

A fine giugno si è concluso l’accordo per l’acquisizione del

primo impianto eolico in Messico, Bii Nee Stipa II, detenuto

dalla società Stipa Nayaa. L’impianto, che sfrutta l’eccellen-

te risorsa eolica propria dell’Istmo di Tehuantepec (nello

Stato messicano di Oaxaca), ha un fattore di producibilità

potenziale di circa il 40%, riuscendo a produrre, a regime,

più di 250 milioni di kWh annui, evitando così l’emissione

in atmosfera di oltre 100.000 tonnellate di CO2 l’anno.

Sviluppato e costruito da Gamesa, l’impianto è composto

da 37 turbine eoliche da 2 MW ciascuna, per una capacità

installata totale di 74 MW.

Attraverso l’operazione, il Gruppo Enel Green Power ha

rilevato l’intero capitale sociale di Stipa Nayaa, acquisen-

done il controllo. L’operazione si configura come un’ag-

gregazione aziendale ed è stata trattata in conformità con

le disposizioni dell’IFRS 3.

Eólica Zopiloapan

Milioni di euro

Immobili, impianti e macchinari 105

Cassa e disponibilità liquide equivalenti -

Altre attività correnti e non 15



Avviamento 14


Disponibilità liquide -

Effetto cassa -

Ancora da versare 126

(1) Inclusi oneri accessori.

A far data dal 14 dicembre 2012, si è concluso l’accordo

per l’acquisizione del secondo impianto eolico in Messico,

Bii Nee Stipa III, detenuto dalla società Eólica Zopiloapan,

sempre nello Stato di Oaxaca. Sviluppato e costruito da

Gamesa, l’impianto è composto da 35 turbine eoliche da

2 MW ciascuna.

Attraverso l’operazione il Gruppo Enel Green Power ha

rilevato l’intero capitale sociale di Eólica Zopiloapan, ac-

quisendone il controllo. L’operazione si configura come

un’aggregazione aziendale ed è stata trattata in confor-

mità con le disposizioni dell’IFRS 3.

Trade Wind Energy

Il Gruppo ha incrementato la propria partecipazione in

Trade Wind Energy (TWE), passando dal 41,2% (preceden-

temente consolidato con il metodo del patrimonio netto)

al 100%.

La seguente tabella dà evidenza della rimisurazione al fair

value, alla data di acquisizione effettuata in via definitiva,

del valore dell’attivo netto acquistato (pari al 58,8%) di

TWE.

121

Milioni di euroValore

contabileRettifiche fair value Fair value

Attività non correnti 6 28 34

Cassa e disponibilità liquide 17 - 17

Altre attività correnti 8 - 8

Passività correnti (1) - (1)

Totale attività nette acquisite 30 28 58

Patrimonio netto di terzi (41,2%) 12 12 24

ATTIVO NETTO CONSOLIDATO (58,8%) 18 16 34

di cui negative goodwill (11)

Valore dell’operazione 23

Disponibilità liquide 17

Effetto cassa 6

- di cui pagato 1

- di cui ancora da versare 5

Tale operazione ha comportato, quindi, la rimisurazione

pro quota (41,2%) al fair value delle attività nette posse-

dute in TWE precedentemente all’acquisizione del con-

trollo della stessa per 12 milioni di euro, effetto rilevato, in

base all’IFRS 3/Revised, a Conto economico.

A seguito di tale operazione è stato risolto l’accordo con i

partner della società TWE che ha determinato la cancella-

zione del debito per success fee, iscritto nell’esercizio pre-

cedente nell’ambito dell’acquisizione del progetto Caney

River, pari a 31 milioni di euro.

Acquisizioni minori

Nel corso del 2012 il Gruppo ha acquistato un’ulteriore

quota di controllo nelle partecipazioni in Iberia in Socie-

dad Eólica Los Lances per un importo di 5 milioni di euro

(con un impatto sull’avviamento di 4 milioni di euro) e in

SEA per 1 milione di euro (con un impatto sull’avviamento

di 1 milione di euro).

Si evidenzia, inoltre, che sono state riconosciute success

fee per 29 milioni di euro, relativamente all’acquisizione di

progetti fotovoltaici in Italia e in Grecia.

5Informativa per area di attività

Si evidenzia che in data 8 marzo 2010 il Gruppo Enel Gre-

en Power si è dotato di una nuova struttura organizzativa

che prevede, tra l’altro, la riorganizzazione delle aree ge-

ografiche in:

> Italia ed Europa;

> Iberia e America Latina;

> Nord America.

È inoltre presente una struttura dedicata a Retail, con re-

sponsabilità autonome rispetto all’area Italia ed Europa.

I criteri per identificare i settori di attività attraverso i quali

il Gruppo opera sono stati ispirati, tra l’altro, alle modalità

attraverso le quali il più alto livello decisionale operativo

rivede periodicamente i risultati del Gruppo ai fini dell’a-

dozione di decisioni in merito alle risorse da allocare al set-

tore e ai fini della valutazione dei risultati stessi.

In particolare, nelle tabelle che seguono sono stati identi-

ficati i settori operativi nei quali il Gruppo opera sia in Italia

sia all’estero e gli indicatori utilizzati dal management del

Gruppo nell’ambito dei relativi processi di analisi dei risul-

tati dei settori per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2012

e per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2011 riclassificato.

Per maggiori informazioni sugli andamenti economici e

patrimoniali che hanno caratterizzato l’esercizio corrente,

si rimanda all’apposita sezione nella Relazione sulla ge-

stione.



Milioni di euro

Italia ed Europa




Ricavi intersettoriali 52 5 - - (57) -


Totale costi 462 300 103 202 (57) 1.010

Ammortamenti e perdite di valore 390 225 81 10 - 706

di cui perdite di valore e ripristini 8 43 - 9 - 60


Investimenti 773 339 145 - - 1.257


Milioni di euro

Italia ed Europa




Ricavi intersettoriali 34 1 - 79 (114) -


Totale costi 381 308 76 293 (114) 944

Ammortamenti e perdite di valore 424 197 52 (3) - 670

di cui perdite di valore e ripristini - 3 6 (3) - 6


Investimenti 970 280 307 - - 1.557

Variazione

Milioni di euro

Italia ed Europa



Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity 165 (88) 117 (33) - 161

Ricavi intersettoriali 18 4 - (79) 57 -

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 183 (84) 117 (112) 57 161

Totale costi 81 (8) 27 (91) 57 66

Ammortamenti e perdite di valore (34) 28 29 13 - 36

di cui perdite di valore e ripristini 8 40 (6) 12 - 54

Utile operativo 136 (104) 61 (34) - 59

Investimenti (197) 59 (162) - - (300)

123

Le seguenti tabelle rappresentano la riconciliazione tra attività e passività per area di attività e quelle esposte nello sche-

ma di Stato patrimoniale consolidato.

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Totale attività 16.124 14.953 1.171

Attività di natura finanziaria e disponibilità liquide (1.104) (847) (257)

Attività di natura fiscale (360) (367) 7

Altre attività (1.461) (1.346) (115)

Attività operative (1) 13.199 12.393 806

Totale passività 8.152 7.215 937

Passività di natura finanziaria e finanziamenti (5.793) (5.019) (774)

Passività di natura fiscale (628) (692) 64

Altre passività (46) (43) (3)

Passività operative 1.685 1.461 224

(1) Le attività operative riferite al perimetro riclassificato come “posseduto per la vendita” sono pari a 4 mi-lioni di euro al 31 dicembre 2011 (non presenti al 31 dicembre 2012).

Al 31 dicembre 2012

Milioni di euroItalia

ed EuropaIberia e

America Latina Nord America RetailElisioni

e rettifiche Totale

Immobili, impianti e macchinari 6.551 3.032 1.295 - - 10.878

Attività immateriali 150 982 127 1 - 1.260

Crediti commerciali 459 176 22 42 (128) 571

Altro 273 152 39 34 (8) 490

Attività operative 7.433 4.342 1.483 77 (136) 13.199

Debiti commerciali 620 447 42 73 (112) 1.070

Fondi diversi 58 32 11 2 - 103

Altro 306 171 53 3 (21) 512

Passività operative 984 650 106 78 (133) 1.685

Al 31 dicembre 2011

Milioni di euroItalia

ed EuropaIberia e

America Latina Nord America RetailElisioni

e rettifiche Totale

Immobili, impianti e macchinari (1) 6.197 2.723 1.252 - - 10.172

Attività immateriali 142 1.045 111 1 - 1.299

Crediti commerciali 369 135 18 71 (64) 529

Altro 207 125 22 42 (3) 393

Attività operative 6.915 4.028 1.403 114 (67) 12.393

Debiti commerciali 650 294 56 89 (56) 1.033

Fondi diversi 54 36 8 3 - 101

Altro 164 72 85 12 (6) 327

Passività operative 868 402 149 104 (62) 1.461

(1) Le attività operative riferite al perimetro classificato come “posseduto per la vendita” sono pari a 4 milioni di euro al 31 dicembre 2011 e si riferiscono agli Immobili, impianti e macchinari dell’area Iberia e America Latina.


Informazioni sul Conto economico consolidato

Ricavi e proventi

6.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 2.565 milioni

Milioni di euro

2012di cui con


parti correlate 2012-2011

Energia 2.308 1.179 1.995 1.130 313

Altre vendite e prestazioni 257 46 258 46 (1)

Totale 2.565 2.253 312

I ricavi per “Energia” si riferiscono per 1.642 milioni di euro

alla vendita di energia (1.509 milioni di euro nel 2011) e

per 666 milioni di euro a certificati verdi e altre forme di

incentivi (486 milioni di euro nel 2011).

La variazione positiva dei ricavi relativi alla vendita di ener-

gia rispetto all’esercizio precedente, pari a 313 milioni di

euro, è riferibile principalmente alla crescita della produ-

zione e dei ricavi medi di vendita (133 milioni di euro) e

all’aumento dei ricavi da certificati verdi e altre forme di

incentivi (180 milioni di euro).

La variazione positiva dei ricavi relativi a certificati verdi e

altre forme di incentivi rispetto all’esercizio precedente,

pari a 180 milioni di euro, è dovuta principalmente alla

maggiore produzione incentivata in Italia (31 milioni di

euro), nel resto d’Europa (59 milioni di euro) e in Iberia

(53 milioni di euro), e ai ricavi da tax partnership in Nord

America (38 milioni di euro).

La quota della voce in oggetto riferibile alle parti correlate

nel 2012 è relativa principalmente alla vendita di energia

al Gestore dei Mercati Energetici (GME) per 471 milio-

ni di euro (469 milioni di euro nel 2011), al Gestore dei

Servizi Energetici (GSE) per 259 milioni di euro (85 milio-

ni di euro nel 2011) e a Enel Produzione per 117 milioni

di euro (1 milione di euro nel 2011), a contratti bilaterali

con Enel Trade per 254 milioni di euro (538 milioni di euro

nel 2011) e alla vendita dei titoli di efficienza energetica

a Enel Distribuzione per 40 milioni di euro (39 milioni di

euro nel 2011).

I ricavi per “Altre vendite e prestazioni” sono sostanzial-

mente in linea rispetto all’esercizio precedente. La voce si

riferisce principalmente ai ricavi derivanti dall’attività re-

tail di Enel.si, pari a 215 milioni di euro (248 milioni di euro

nel 2011), che diminuiscono per effetto della riduzione

dei prezzi dei pannelli e del materiale fotovoltaico, e ai ri-

cavi derivanti dall’avvio della vendita dei pannelli fotovol-

taici prodotti da 3SUN, pari a 33 milioni di euro (1 milione

di euro nel 2011).

6.b Altri ricavi e proventi - Euro 131 milioniGli “Altri ricavi e proventi”, pari a 131 milioni di euro (286

milioni di euro nel 2011), sono principalmente riferibili

all’area Nord America per 75 milioni di euro, alla Capo-

gruppo per 23 milioni di euro e all’area Iberia e America

Latina per 22 milioni di euro. Gli altri ricavi relativi all’a-

rea Nord America si riferiscono principalmente alla can-

cellazione del debito per success fee iscritto nell’esercizio

precedente per l’acquisizione del progetto Caney River

(31 milioni di euro) a seguito di accordi con i partner, alla

rimisurazione al fair value delle attività e delle passività

della società Trade Wind Energy (21 milioni di euro), per

la quale si sono modificati i requisiti relativi al controllo, e

alla dismissione di immobilizzazioni materiali (10 milioni

di euro).

La riduzione di 155 milioni di euro è riconducibile all’ef-

fetto della rilevazione, nel primo semestre 2011, dei pro-

venti non ricorrenti realizzati in Iberia e in Nord America,

per complessivi 181 milioni di euro. Al netto di tale effet-

to, gli altri ricavi registrano un incremento di 26 milioni

di euro.

125

Costi

7.a Materie prime e materiali di consumo - Euro 371 milioni

Milioni di euro

2012di cui con



Materiali 242 22 310 (68)

Energia elettrica 74 12 71 30 3

Combustibili e gas 55 50 4 5

Totale 371 431 (60)

- di cui capitalizzati (73) (95) 22

I costi per acquisto di “Materiali”, in riduzione di 68 milioni

di euro, includono principalmente gli acquisti di materiale

fotovoltaico da parte di Enel.Si per la rivendita (133 milioni

di euro, in diminuzione di 123 milioni di euro rispetto al

2011), di materiali per la produzione di pannelli fotovol-

taici prodotti da 3SUN (30 milioni di euro, non operativa

nel 2011) e di materiali vari principalmente destinati al

mantenimento e alla manutenzione degli impianti di pro-

duzione da parte della Capogruppo (pari a 70 milioni di

euro, in aumento di 26 milioni di euro).

I costi per acquisto di “Energia elettrica”, in linea con l’eser-

cizio precedente, si riferiscono principalmente all’energia

acquistata a Panama nell’ambito del contratto di vendita

di energia (40 milioni di euro, in diminuzione di 9 milioni

di euro rispetto al 2011) e all’energia elettrica acquista-

ta per il funzionamento dei servizi ausiliari di centrale,

direttamente o indirettamente connessi alla produzione

di energia elettrica e ai servizi di illuminazione e di forza

motrice (18 milioni di euro, in aumento di 2 milioni di euro

rispetto allo stesso periodo del 2011).

I costi per acquisto di “Combustibili e gas” si riferiscono

principalmente agli impianti di cogenerazione delle socie-

tà spagnole e presentano una variazione in aumento di 5

milioni di euro rispetto al 2011.

Si segnala che la voce evidenzia un decremento dei costi

per materie prime e materiali di consumo capitalizzati (22

milioni di euro) riferibile principalmente a costi per la rea-

lizzazione di nuovi impianti.

7.b Servizi - Euro 431 milioni

Milioni di euro

2012di cui con



Manutenzioni e riparazioni 92 87 5

Costi per godimento beni di terzi 83 9 64 6 19

Costi di trasmissione 25 22 3

Altri costi per servizi 231 81 179 93 52

Totale 431 352 79

I costi per “Manutenzioni e riparazioni” si incrementano di 5

milioni di euro, come conseguenza della maggiore capacità

installata rispetto al 2011, in particolare in Romania (+229

MW), in Nord America (+229 MW) e in Italia (+127 MW).

I “Costi per godimento beni di terzi”, in aumento di 19

milioni di euro, si riferiscono principalmente a canoni per

derivazione acqua della Capogruppo (42 milioni di euro,

in aumento di 9 milioni rispetto al 2011) e a costi per af-

fitti e locazioni di terreni relativi a nuovi impianti eolici in

Spagna (19 milioni di euro, in aumento di 6 milioni di euro

rispetto al 2011).

Gli “Altri costi per servizi” accolgono principalmente:

> i costi generali indirettamente connessi alla produzio-

ne, in parte regolati da contratti con il Gruppo Enel (per


76 milioni di euro, in diminuzione di 2 milioni di euro

rispetto all’esercizio precedente);

> i premi assicurativi per polizze di varia natura connesse

alla copertura dei rischi (34 milioni di euro, in aumento

di 10 milioni di euro rispetto al 2011);

> i corrispettivi per prestazioni professionali e tecniche e

consulenze strategiche, di direzione e organizzazione

aziendale (28 milioni di euro, in aumento di 4 milioni di

euro rispetto al 2011);

> i costi per servizi connessi al personale, principalmente

spese di viaggio e trasferte (22 milioni di euro, in au-

mento di 6 milioni di euro rispetto al 2011);

> costi di trasporto, immagazzinaggio e deposito (11 milioni

di euro, in aumento di 4 milioni di euro rispetto al 2011).

7.c Costo del personale - Euro 242 milioni

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Salari e stipendi 178 160 18

Oneri sociali 42 38 4

TFR e altri benefíci ai dipendenti 8 7 1

Altri costi 14 8 6

Totale 242 213 29

- di cui capitalizzati (61) (25) (36)

L’incremento del costo del personale riflette principal-

mente il maggior costo medio e la maggiore consistenza

media dell’esercizio per effetto della crescita fisiologica, in

Italia ed Europa (in aumento di 147 unità rispetto al 2011)

e in Iberia e America Latina (in aumento di 88 unità rispet-

to al 2011).

La voce evidenzia maggiori capitalizzazioni per 36 milioni

di euro, dovuti principalmente a personale dipendente

impiegato nella progettazione e realizzazione degli im-

pianti.

In particolare, si segnala che il Gruppo ha intrapreso un’atti-

vità di riorganizzazione, in ottica di integrazione ed efficien-

tamento, relativa alle funzioni di staff e al Gruppo, come de-

scritto nella sezione “Risorse umane e organizzazione” della

Relazione sulla gestione.

Nel prospetto che segue sono evidenziate la consistenza

media dei dipendenti per categoria di appartenenza, con-

frontata con quella dell’esercizio precedente, nonché la

consistenza effettiva al 31 dicembre 2012.

Consistenza media Consistenza

2012 2011 2012-2011 al 31.12.2012

Dirigenti 88 80 8 79

Quadri 525 494 31 557

Impiegati 1.621 1.506 115 1.687

Operai 1.124 1.045 79 1.189

Totale 3.358 3.125 233 3.512

7.d Ammortamenti e perdite di valore - Euro 706 milioni

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Ammortamento immobili, impianti e macchinari 549 526 23

Ammortamento attività immateriali 84 58 26

Impairment avviamento 13 70 (57)

Perdite di valore 60 16 44

Totale 706 670 36

127

La voce “Ammortamento immobili, impianti e macchinari”

si incrementa di 23 milioni di euro per effetto dell’entra-

ta in esercizio della fabbrica di pannelli fotovoltaici della

controllata 3SUN (31 milioni di euro) e di nuovi impianti

(36 milioni di euro), parzialmente compensato dall’effet-

to positivo della rivisitazione della vita utile degli impianti

eolici (44 milioni di euro) e dell’introduzione della legge

134/2012 sugli impianti idroelettrici in Italia (10 milioni di

euro), come precedentemente descritto nella Nota 1, pa-

ragrafo “Immobili, impianti e macchinari”.

L’incremento della voce “Ammortamento attività immate-

riali”, pari a 26 milioni di euro, riflette principalmente l’au-

mento degli ammortamenti delle attività immateriali delle

società spagnole (17 milioni di euro).

La voce “Impairment avviamento”, in riduzione di 57

milioni di euro rispetto al 2011, include la svalutazione

(13 milioni di euro) di una specifica attività, acquisita nel

2010 e localizzata in Nord America, dedicata allo svilup-

po di progetti per la produzione di energia da fonte rin-

novabile, affetta da incertezze che ne limitano la capaci-

tà di contribuire alla realizzazione di flussi di cassa della

cash generating unit (CGU) e che pertanto è stata ogget-

to di autonoma svalutazione. Si evidenzia tra l’altro che

nel corso dell’esercizio sono venute meno le condizioni

per il riconoscimento di success fee accordate al momen-

to dell’acquisizione e che pertanto la relativa passività è

stata cancellata; il relativo provento, pari a 4 milioni di

euro, è iscritto negli “Altri ricavi e proventi”.

La variazione della voce “Perdite di valore”, pari a 44 mi-

lioni di euro, si riferisce per 25 milioni di euro a perdite di

valore su attività materiali e immateriali, principalmente

relative a costi di sviluppo per progetti rinunciati, e per 19

milioni di euro a svalutazioni di crediti.

7.e Altri costi operativi - Euro 128 milioni

Milioni di euro

2012di cui con



Imposte e tasse 36 31 5

Contributi 27 26 1

Altri oneri diversi di gestione 65 27 11 1 54

Totale 128 68 60

La voce “Imposte e tasse” include i costi per l’Imposta Mu-

nicipale Unica (IMU) e altre imposte e tasse minori connes-

se all’operatività nel settore dell’energia elettrica.

La voce “Contributi” accoglie i contributi riconosciuti a

Comuni, Province e Regioni, sedi di centrali, sulla base di

specifici accordi tra le parti.

La voce “Altri oneri diversi di gestione” registra un incre-

mento di 54 milioni di euro principalmente per l’acquisto

di certificati di efficienza energetica (35 milioni di euro) e

per la rilevazione di minusvalenze da alienazione di attivi-

tà materiali (6 milioni di euro).


8. Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity - Euro (8) milioni

Milioni di euro

2012di cui con



Proventi realizzati su derivati 11 7 4

CFH - copertura prezzo commodity 11 11 7 7 4

Proventi da valutazione 2 - 2

Di trading - non copertura su prezzo commodity 2 - 2

Totale proventi da gestione rischio commodity 13 7 6

Oneri realizzati su derivati (16) (17) 1

CFH - copertura prezzo commodity (16) (16) (17) (16) 1

Oneri da valutazione (5) (2) (3)

CFH - copertura prezzo commodity (5) (2) (3)

Totale oneri da gestione rischio commodity (21) (19) (2)

Proventi/(oneri) netti da gestione rischio commodity (8) (12) 4

I “Proventi/(oneri) netti da gestione rischio commodity” si

riferiscono per 5 milioni di euro a oneri netti realizzati su

posizioni chiuse nel corso dell’esercizio (10 milioni di euro

nel 2011) e per 3 milioni di euro a oneri netti da valutazio-

ne (2 milioni di euro nel 2011).

I contratti in Italia sono posti in essere prevalentemente

con la correlata Enel Trade SpA per la parte relativa alla

commodity e con Enel SpA per la copertura del rischio con-

nesso alla differenza cambi, in quanto alcuni contratti di

copertura con Enel Trade SpA sono stipulati in dollari.

9. Proventi/(Oneri) finanziari netti - Euro (230) milioni

Milioni di euro

2012di cui con



Differenze positive di cambio 104 94 10

Interessi e altri proventi da attività finanziarie 27 4 33 2 (6)

Proventi da strumenti finanziari derivati 2 1 1 1

Totale proventi finanziari 133 128 5

Differenze negative di cambio 104 93 11

Interessi e altri oneri da passività finanziarie 247 177 70

- finanziamenti a lungo termine 207 117 148 90 59

- finanziamenti a breve termine 39 35 48 35 (9)

- altri oneri finanziari 25 16 9

- oneri finanziari capitalizzati (24) (35) 11

Oneri da strumenti finanziari derivati 12 8 21 14 (9)

Totale oneri finanziari 363 291 72

Proventi/(oneri) finanziari netti (230) (163) (67)

La voce “Interessi e altri oneri da passività finanziarie” re-

gistra un incremento di 70 milioni di euro dovuto princi-

palmente:

> al consolidamento delle linee di credito concesse a fine

2011 e successive nuove erogazioni nel 2012 di linee

di credito a tasso fisso principalmente concesse da Enel

Finance International NV a Enel Green Power Interna-

tional BV;

> all’incremento, nel corso del 2012, degli spread sui fi-

nanziamenti concessi a tasso variabile a 3 e 6 mesi, pa-

rametri ai quali sono agganciati i finanziamenti a tasso

variabile;

129

> all’accensione di nuovi prestiti a medio e lungo termine

relativi al piano di sviluppo.

La riduzione della voce “Interessi e altri proventi da attività

finanziarie” (pari a 6 milioni di euro) riflette principalmen-

te la diminuzione della liquidità disponibile nel corso del

2012 nonché la riduzione del tasso base (Euribor, Libor) in

coerenza con le condizioni di mercato.

10. Quota proventi/(oneri) netti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto - Euro 47 milioni

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Proventi da partecipazioni in società collegate 74 55 19

Oneri da partecipazioni in società collegate (27) (9) (18)

Totale 47 46 1

I “Proventi da partecipazioni in società collegate” si rife-

riscono principalmente alle quote di utili della collegata

LaGeo per 34 milioni di euro (18 milioni di euro nel 2011)

e delle società collegate in Iberia per 33 milioni di euro (27

milioni di euro nel 2011).

Gli “Oneri da partecipazioni in società collegate” accol-

gono principalmente le perdite delle società collegate in

Nord America per 23 milioni di euro (8 milioni di euro nel

2011).

11. Imposte - Euro 298 milioni

Milioni di euro

2012 2011 2012-2011

Imposte correnti 296 336 (40)

Imposte differite/(anticipate) 7 (48) 55

Rettifiche relative a esercizi precedenti (5) (6) 1

Totale 298 282 16

Le “Imposte”, pari a 298 milioni di euro, evidenziano un incremento di 16 milioni di euro, principalmente per la quota

relativa alle società italiane.

Nella tabella che segue viene presentata la riconciliazione del tasso teorico d’imposizione fiscale con l’effettiva inciden-

za sul risultato.

Milioni di euro

2012 2011

Risultato ante imposte 789 - 796 -

Imposte teoriche 217 27,5% 219 27,5%

Addizionale Ires 49 6,2 % 52 6,5 %

Irap 30 3,8 % 30 3,8 %

Effetto aliquote locali 4 0,5 % (11) -1,4%

Differenze permanenti e partite minori (2) -0,3% (8) -1,0%

Imposte effettive 298 37,8% 282 35,4%


Informazioni sullo Stato patrimoniale consolidato

Attivo

Attività non correnti

12. Immobili, impianti e macchinari - Euro 10.878 milioni Il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali relativi agli esercizi 2011 e 2012 sono di seguito esposti.

Milioni di euro

Terreni e fabbricati

Impianti e macchinari

Beni in leasing Altri beni

Attività materiali

in corso e acconti Totale

Costo storico 1.322 9.735 52 112 1.556 12.777

Fondo ammortamento (333) (3.783) (6) (84) - (4.206)

Consistenza al 01.01.2011 989 5.952 46 28 1.556 8.571

Investimenti 12 252 4 16 1.252 1.536

Passaggi in esercizio 28 833 172 11 (1.044) -

Ammortamenti e perdite di valore (31) (490) (9) (10) - (540)

Oneri finanziari capitalizzati - - - - 35 35

Fondo smantellamento 5 6 - - 7 18

Differenze di cambio 2 43 - - 16 61

Riclassifica da immobili posseduti per la vendita - 50 - - - 50

Variazione perimetro di consolidamento 16 350 - 5 81 452

Dismissioni e altri movimenti 3 (4) (1) 1 (10) (11)

Totale variazioni 35 1.040 166 23 337 1.601

Costo storico 1.384 11.339 228 144 1.897 14.992


Consistenza al 31.12.2011 1.023 6.988 212 52 1.897 10.172

Investimenti 26 141 2 9 1.048 1.226

Passaggi in esercizio 37 1.097 3 1 (1.138) -

Ammortamenti e perdite di valore (40) (503) (9) (14) (12) (578)

Oneri finanziari capitalizzati - - - - 24 24

Fondo smantellamento - 9 - - 2 11

Differenze di cambio (4) (53) - (1) (15) (73)

Variazione perimetro di consolidamento 1 215 - - 8 224

Dismissioni (3) (38) - - (63) (104)

Altri movimenti 109 (79) 14 (1) (67) (24)

Totale variazioni 126 789 10 (6) (213) 706

Costo storico 1.576 12.523 245 152 1.682 16.178


Impairment (1) (16) - - - (17)

Consistenza al 31.12.2012 1.149 7.777 222 48 1.682 10.878

L’incremento della voce, pari a 706 milioni di euro, si ri-

ferisce principalmente all’effetto combinato degli inve-

stimenti del periodo (pari a 1.226 milioni di euro) e della

variazione del perimetro (pari a 224 milioni di euro), par-

zialmente compensati dagli ammortamenti (pari a 549

milioni di euro) e perdite di valore (pari a 29 milioni di

131

euro), dalle dismissioni (pari a 104 milioni di euro), ope-

rate principalmente dalla Capogruppo, e dalle differenze

negative di cambio (pari a 73 milioni di euro).

Di seguito vengono sintetizzati per tipologia gli investi-

menti effettuati nel corso del 2012 e del 2011. Tali investi-

menti, complessivamente pari a 1.226 milioni di euro nel

2012, sono in diminuzione rispetto al 2011 di 310 milioni

di euro.

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Impianti di produzione

- Idroelettrici 127 146 (19)

- Eolici 686 948 (262)

- Geotermici 214 113 101

- Solari 188 235 (47)

- Biomassa 1 2 (1)

- Altri 3 89 (86)

Totale impianti di produzione 1.219 1.533 (314)

Altri investimenti in immobilizzazioni materiali 7 3 4

Totale impianti di produzione 1.226 1.536 (310)

Gli investimenti operativi si riferiscono principalmente a

impianti eolici in Italia ed Europa, in Iberia e America Lati-

na e in Nord America (pari a 686 milioni di euro), a impian-

ti geotermici in Italia e Nord America (pari a 214 milioni di

euro), a impianti solari in Italia, Grecia e Romania (pari a

188 milioni di euro) e a impianti idroelettrici in Italia, Gua-

temala, Costa Rica e Nord America (pari a 127 milioni di

euro).

In particolare, la voce “Variazione del perimetro di consoli-

damento” è riferibile principalmente all’acquisizione delle

società messicane Stipa Nayaa (113 milioni di euro) e Zo-

piloapan (105 milioni di euro)

La voce “Terreni e fabbricati” si riferisce a terreni per 61

milioni di euro e a fabbricati per 1.088 milioni di euro.

Gli “Impianti e macchinari” al 31 dicembre 2011 include-

vano beni gratuitamente devolvibili per un valore netto di

749 milioni di euro relativi agli impianti idroelettrici situa-

ti in Italia, con scadenza della concessione nel 2029. Per

effetto dell’introduzione della legge 134/2012, già com-

mentato nella Nota 1, al paragrafo “Valore ammortizza-

bile di alcuni elementi degli impianti della filiera idroelet-

trica italiana”, tali beni non sono più classificati come beni

gratuitamente devolvibili.

La voce “Beni in leasing” include beni in leasing relativi a

impianti eolici che il Gruppo utilizza in Francia (con durata

quindicennale), in Grecia (con durata decennale) e in Italia

(con una durata di 18 anni) per un totale di 222 milioni

di euro (212 milioni di euro al 31 dicembre 2011). La va-

riazione dell’anno è correlata allo sviluppo degli impianti

eolici in Italia per un importo di 10 milioni di euro.

Nella seguente tabella sono esposti i pagamenti minimi

futuri dovuti per il leasing e il relativo valore attuale.

Milioni di euro al 31.12.2012

Pagamenti

minimi previsti Valore attuale

2013 23 46

2014-2017 82 52

Oltre 2017 156 124

Totale 261 222

- di cui oneri finanziari 39

Milioni di euro al 31.12.2011

Pagamenti

minimi previsti Valore attuale

2012 25 43

2013-2016 73 44

Oltre 2016 157 125

Totale 255 212

- di cui oneri finanziari 43


13. Attività immateriali - Euro 1.260 milioni

Milioni di euro

Concessioni, licenze, marchi

e diritti simili

Altre immobilizzazioni

immateriali in corso e contratti

di vendita Totale

Costo storico 234 810 1.044

Fondo ammortamento (87) (47) (134)

Consistenza al 01.01.2011 147 763 910


Ammortamenti e perdite di valore (54) (8) (62)

Variazione perimetro di consolidamento 19 3 22

Passaggi in esercizio 12 (12) -

Riclassifica da attività immateriali possedute per la vendita 4 - 4

Differenze di cambio (3) 6 3

Allocazione eccesso di costo 389 51 440

Dismissioni e altri movimenti 12 (51) (39)

Totale variazioni 392 (3) 389



Consistenza al 31.12.2011 539 760 1.299


Ammortamenti e perdite di valore (50) (48) (98)

Variazione perimetro di consolidamento 7 2 9

Differenze di cambio (4) (4) (8)

Allocazione eccesso di costo/rimisurazione al fair value 5 30 35

Dismissioni e altri movimenti (1) (7) (8)

Totale variazioni (31) (8) (39)



Impairment (13) (2) (15)

Consistenza al 31.12.2012 506 754 1.260

La riduzione della voce “Attività immateriali”, pari a 39

milioni di euro, si riferisce principalmente agli ammorta-

menti (pari a 84 milioni di euro) e perdite di valore (pari

a 14 milioni di euro), parzialmente compensata dagli in-

vestimenti realizzati in Italia ed Europa e Iberia e America

Latina (31 milioni di euro) e dall’acquisizione del control-

lo al 100% della società Trade Wind Energy (28 milioni di

euro), precedentemente detenuta al 41,2% e consolidata

con il metodo del patrimonio netto.

Si segnala che non esistono immobilizzazioni immateriali

a vita utile indefinita.

133

14. Avviamento - Euro 942 milioni


Costo

storicoImpairment

cumulatoValore

netto

Acquisizioni/Develop/

success feeEffetto cambi

“Purchase Price

Allocation”

Perdite di valore e

altre variazioni

Costo storico

Impairment cumulato

Valore netto

Latin America 266 - 266 28 (6) - - 288 - 288

Enel Green Power España 407 (1) 406 6 - (5) - 408 (1) 407

Enel Green Power Hellas 70 (70) - 73 - - - 143 (70) 73

Enel Green Power Romania 13 - 13 - - - - 13 - 13

Enel Green Power Bulgaria 5 - 5 - - - - 5 - 5

Enel Green Power France 25 - 25 - - (1) - 24 - 24

Enel Green Power North America 124 (1) 123 - (3) - (13) 121 (14) 107

Enel Green Power Sharp & Solar Energy - - - 5 - - - 5 - 5

Acquisizioni Italia 20 - 20 - - - - 20 - 20

Totale 930 (72) 858 112 (9) (6) (13) 1.027 (85) 942

La voce “Avviamento”, pari a 942 milioni di euro, presen-

ta un incremento di 84 milioni di euro rispetto al 31 di-

cembre 2011, riferibile principalmente alla variazione del

perimetro di consolidamento conseguente all’acquisizio-

ne del controllo nelle società greche incluse nel progetto

Kafireas precedentemente valutate con il metodo del pa-

trimonio netto (57 milioni di euro), all’acquisizione delle

società messicane Stipa Nayaa (14 milioni di euro) e Zopi-

loapan (14 milioni di euro) e ad altre acquisizioni minori in

Grecia e Italia (20 milioni di euro).

I criteri adottati per l’identificazione delle cash generating

unit (CGU) si sono basati, coerentemente con la visione stra-

tegica e operativa del management, essenzialmente sulla

natura specifica del business di riferimento, sulle regole di

funzionamento e le normative dei mercati in cui si opera

e sull’organizzazione aziendale definita anche in funzione

di motivazioni di carattere tecnico-gestionale, nonché sul

livello di reportistica monitorata dal management.

La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti

in bilancio è stata effettuata determinando il valore d’u-

so delle CGU in esame mediante l’utilizzo di modelli di-

scounted cash flow che prevedono la stima dei futuri flussi

di cassa e l’applicazione di un appropriato tasso di attua-

lizzazione, determinato utilizzando input di mercato quali

tassi e risk-free, beta e market risk premium.

I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle mi-

gliori informazioni disponibili al momento della stima e

desumibili:

(i) per il periodo esplicito, dal piano industriale decenna-

le approvato dal Consiglio di Amministrazione di Enel

Green Power, contenente le previsioni in ordine ai vo-

lumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti, agli

assetti industriali e commerciali, nonché all’andamento

delle principali variabili macroeconomiche (inflazione,

tassi di interesse nominali e tassi di cambio) e delle

commodity;

(ii) per gli anni successivi, tenendo in considerazione le

ipotesi sull’evoluzione di lungo termine delle principali

variabili che determinano i flussi di cassa, dalla vita me-

dia utile residua degli asset o dalla durata delle conces-

sioni.

In particolare, il terminal value è stato stimato come rendita

annua con un tasso di crescita nominale pari alla crescita di

lungo periodo della domanda elettrica e/o dell’inflazione

(in funzione del Paese di appartenenza e del business) e co-

munque non eccedente il tasso medio di crescita nel lungo

termine del mercato di riferimento. Il valore d’uso determi-

nato secondo le modalità sopra descritte è risultato supe-

riore a quello iscritto in bilancio per ogni CGU identificata,

a eccezione di quanto indicato successivamente.


Al fine di verificare la robustezza del valore d’uso delle

CGU, sono state condotte analisi di sensitività sui principa-

li driver di valore, in particolare WACC e tassi di crescita di

lungo periodo, le cui risultanze supportano integralmente

tale valore.

Di seguito vengono riportati la composizione del saldo de-

gli avviamenti per società cui la CGU appartiene, i tassi di

sconto adottati e l’orizzonte temporale nel quale i flussi

previsti vengono attualizzati.

Milioni di euroal

31.12.2012Tasso di

crescita (1)

Tasso di sconto WACC

pre-tax (2)

Periodo esplicito flussi di

cassaTerminal

value (3)

al 31.12.2011

Tasso di crescita (1)

Tasso di sconto WACC

pre-tax (2)

Periodo esplicito flussi di

cassaTerminal

value (3)

Latin America 288 3,40% 9,90% 5 anni 21 anni 266 3,50% 9,20% 5 anni 30 anni

Enel Green Power Hellas 73 2,00% 16,80% 5 anni 20 anni - 2,20% 15,80% 10 anni 26 anni

Enel Green Power España 407 2,00% 8,40% 5 anni 17 anni 406 2,00% 8,30% 5 anni 16 anni

Enel Green Power Romania 13 2,40% 11,50% 5 anni 20 anni 13 2,90% 11,10% 5 anni 20 anni

Enel Green Power Bulgaria 5 3,00% 9,30% 10 anni 12 anni 5 2,50% 9,20% 10 anni 14 anni

Enel Green Power France 24 1,90% 7,80% 5 anni 18 anni 25 2,00% 7,90% 5 anni 20 anni

Enel Green Power North America 107 2,20% 7,70% 5 anni 20 anni 123 2,10% 7,80% 5 anni 21 anni

Acquisizioni Italia 25 2,00% 9,30% 10 anni 14-15 anni 20 2,00% 10,90% 10 anni 15-16 anni

(1) Tasso di crescita perpetua del flusso di cassa del periodo esplicito.(2) WACC pre-tax calcolato con metodo iterativo: il tasso di sconto che permette che il valore d’uso calcolato con i flussi pre-tax sia equivalente a quello calcolato con

flussi post-tax scontati al WACC post-tax.(3) Il valore del terminal value è stato stimato attraverso una rendita attesa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna. Tali anni stimati al 2011

sono stati oggetto di una rivisitazione puntuale nel corso del 2012.

Al 31 dicembre 2012, dagli impairment test effettuati, è

emersa una perdita di valore relativa a una specifica atti-

vità localizzata in Nord America dedicata allo sviluppo di

progetti per la produzione di energia da fonte rinnovabile,

affetta da incertezze che ne limitano la capacità di contri-

buire alla realizzazione di flussi di cassa della CGU.

Analogamente, al 31 dicembre 2011, era stata identifica-

ta la perdita di valore connessa all’azzeramento dell’avvia-

mento relativo alla CGU Enel Green Power Hellas (70 mi-

lioni di euro) in conseguenza di un incremento del rischio

Paese fattorizzato nel tasso di sconto.

135

15. Attività per imposte anticipate e Passività per imposte differite - Euro 297 milioni ed euro (584) milioniNel seguito vengono dettagliati i movimenti delle”Attività

per imposte anticipate” e delle “Passività per imposte dif-

ferite” per tipologia di differenze temporali, determinati

sulla base delle aliquote fiscali previste dai provvedimenti

in vigore.

Milioni di euro

al 31.12.2011

Incr./(Decr.) con imputaz. a Conto

economico

Effetto cambi/Altri mov.

al 31.12.2012

Attività per imposte anticipate:

- differenze di valore su immobilizzazioni e attività finanziarie 86 13 24 123

- valutazione strumenti finanziari 22 1 (6) 17

- accantonamenti per rischi e oneri da deducibilità differita 14 2 (1) 15

- Tax Credit (Nord America) 71 2 - 73

- perdite fiscalmente riportabili 49 4 (33) 20

- altre partite 81 4 (36) 49

Totale 323 26 (52) 297

Passività per imposte differite:

- differenze su immobilizzazioni e attività finanziarie 179 34 (4) 209

- allocazione eccessi di costo a elementi dell’attivo 374 - (2) 372

- valutazione strumenti finanziari (2) - 2 -

- altre partite 49 (1) (45) 3

Totale 600 33 (49) 584

Le “Attività per imposte anticipate” al 31 dicembre 2012

sono pari a 297 milioni di euro, in diminuzione di 26 milio-

ni di euro rispetto al 31 dicembre 2011.

Si fa presente che non sono state accertate imposte an-

ticipate su perdite fiscali pregresse pari a 61 milioni di

euro, in quanto sulla base delle attuali stime sui futuri

imponibili fiscali non si ritiene certa la loro recuperabi-

lità.

Le “Passività per imposte differite” al 31 dicembre 2012

sono pari a 584 milioni di euro, in diminuzione di 16 milio-

ni di euro rispetto al 31 dicembre 2011.


16. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto - Euro 533 milioni


Valore %Acquisizioni/ (Dismissioni)

Altre variazioni

Impatto a Conto

economico Valore %

LaGeo Sa de Cv 91 36,2% - (22) 34 103 36,2%

Terrae 11 15,0% - - - 11 15,0%

Chisholm View Wind Project LLC - 60 - - 60 49,0%

Prairie Rose Wind LLC - 48 - - 48 49,0%

Altre Nord America (1) 36 - (14) (17) 5

Collegate Enel Green Power Hellas (1) 168 30,0% - (34) - 134 30,0%

Collegate Enel Green Power España (1) 171 - (40) 30 161

Altre minori 11 - - - 11

Totale 488 108 (110) 47 533

(1) Per il dettaglio delle 42 società partecipate, tutte al 30%, che hanno sede in Grecia, delle 34 società rientranti nel Gruppo Enel Green Power España e delle due società che hanno sede in Nord America, si rinvia all’allegato “Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2012”.

Le “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio

netto”, pari a 533 milioni di euro, presentano un incre-

mento di 45 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011.

Le acquisizioni/dismissioni del periodo accolgono il costo

di acquisto delle partecipazioni di minoranza in Chisholm

View e Prairie Rose (108 milioni di euro) in Nord America.

Le altre variazioni accolgono l’effetto del cambio del me-

todo di consolidamento da patrimonio netto a integrale

delle società appartenenti al progetto Kafireas in Grecia

(34 milioni di euro), della società Trade Wind Energy in

Nord America (14 milioni di euro) e di alcune collegate in

Enel Green Power España (3 milioni di euro), per le quali

nel corso del 2012 Enel Green Power ha acquisito il con-

trollo. Le altre variazioni includono altresì la distribuzione

dei dividendi deliberati da LaGeo (18 milioni di euro) e dal-

le altre società collegate di Enel Green Power España (23

milioni di euro) e l’effetto cambio negativo.

Si precisa, peraltro, che la voce accoglie – nel caso delle

società collegate di Enel Green Power Hellas – anche i cor-

rispettivi già versati a titolo di success fee per 41 milioni

di euro sulle iniziative in corso di sviluppo, Mani e Cicladi,

nell’ottica della prospettica acquisizione di un ulteriore

pacchetto del 50% in tali società, finalizzato all’otteni-

mento del controllo, all’eventuale raggiungimento di de-

finite milestone tecniche stabilite contrattualmente.

Per le principali partecipazioni in imprese collegate ven-

gono inoltre qui di seguito forniti i dati economici e pa-

trimoniali.

Milioni di euro al 31.12.2012 2012

Attivo non

corrente Attivo

correntePassività

non correntiPassività correnti Ricavi

Utile/(Perdita)

Collegate Enel Green Power España 1.976 433 1.937 277 408 70

Collegate Enel Green Power Hellas 9 2 - 1 - -

LaGeo Sa de Cv 243 170 18 49 197 94

Chisholm View 278 9 61 111 1 1

Prairie Rose 225 6 47 82 1 1

137

17. Attività finanziarie non correnti - Euro 328 milioni

Milioni di euro

al 31.12.2012 di cui con

parti correlate al 31.12.2011di cui con


Crediti finanziari a lungo termine verso terzi e verso collegate 269 14 279 34 (10)

Contratti derivati 6 10 (4)

Altre attività finanziarie 53 46 7

Totale 328 335 (7)

I “Crediti finanziari a lungo termine verso terzi e verso col-

legate”, pari a 269 milioni di euro, registrano una riduzione

di 10 milioni di euro, principalmente riconducibile all’ef-

fetto combinato della diminuzione dei finanziamenti ero-

gati a società collegate di Enel Green Power España (pari a

24 milioni di euro), parzialmente compensato dall’aumen-

to dei crediti della Capogruppo per la concessione di un

finanziamento paritetico alla joint venture 3SUN (pari a 14

milioni di euro).

L’incremento della voce “Altre attività finanziarie”, pari a

7 milioni di euro, è principalmente riconducibile al versa-

mento dell’acconto per l’acquisto di una partecipazione nel

progetto Talinay in Cile (pari a 27 milioni di euro) e all’in-

cremento degli acconti per acquisto di partecipazioni da

parte della Capogruppo (pari a 7 milioni di euro) relativi

al progetto PowerCrop. Tale incremento è stato parzial-

mente compensato dall’effetto associato all’acquisto con

conseguente consolidamento integrale della partecipa-

zione Stipa Nayaa in Messico (come descritto nella Nota

4 “Principali variazioni dell’area di consolidamento”), con

riferimento al quale, in esercizi precedenti, era stato versa-

to un acconto pari a 19 milioni di euro.

La voce “Contratti derivati” accoglie il fair value attivo dei

contratti derivati in essere alla data di bilancio in scaden-

za oltre l’esercizio successivo. Nella seguente tabella sono

riportati il valore nozionale e il fair value dei derivati di

cash flow hedge in essere suddivisi per tipologia di con-

tratto.

Milioni di euro Nozionale Fair value

al 31.12.2012 al 31.12.2011 al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Derivati cash flow hedge

Commodity 33 31 6 10 (4)

Totale 33 31 6 10 (4)

I derivati su commodity si riferiscono a un contratto de-

rivato su energia stipulato in Nord America con un fair

value di 6 milioni di euro.

Con riferimento al livello di gerarchia del fair value si evi-

denzia che tali derivati sono tutti classificati come livello 2.

18. Altre attività non correnti - Euro 83 milioni

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Crediti tributari 64 34 30

Depositi cauzionali attivi di natura operativa 2 2 -

Altri crediti diversi 17 17 -

Totale 83 53 30

La voce “Altre attività non correnti”, pari a 83 milioni

di euro, si incrementa di 30 milioni di euro per effetto

dell’aumento dei crediti tributari. La voce accoglie crediti

per IVA principalmente delle controllate 3SUN, Enel Latin

America (Chile) ed Enel de Guatemala.


Attività correnti

19. Rimanenze - Euro 64 milioniLe “Rimanenze”, pari a 64 milioni di euro, sono sostanzial-

mente in linea rispetto al 31 dicembre 2011 (pari a 61 mi-

lioni di euro). La voce accoglie il valore dei pannelli riferiti

alle attività Retail per 21 milioni di euro (29 milioni di euro

al 31 dicembre 2011), materiali e altre rimanenze della

Capogruppo per 15 milioni di euro (14 milioni di euro al

31 dicembre 2011) e della controllata Enel Green Power

España per 16 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 di-

cembre 2011).

20. Crediti commerciali - Euro 571 milioni

Milioni di euro


parti correlate al 31.12.2011 di cui con


Vendita e trasporto energia 474 203 409 260 65

Altri crediti 97 120 (23)

Totale 571 529 42

I “Crediti commerciali”, pari a 571 milioni di euro, aumen-

tano di 42 milioni di euro per effetto di un incremento dei

crediti per vendita energia, in linea con l’aumento dei rela-

tivi ricavi, e di una riduzione degli altri crediti.

Con riferimento ai crediti per certificati verdi si segnala che

nel 2012 sono stati ceduti relativi crediti per energia pro-

dotta nell’esercizio per complessivi 247 milioni di euro, di

cui per 52 milioni di euro non si sono verificati i requisiti

necessari alla relativa derecognition.

Di seguito la tabella sull’esigibilità dei crediti commerciali.

Milioni di euro

al 31.12.2012 Crediti commerciali terzi di cui con amministrazioni pubbliche

Non scaduti/da emettere 180 13

Scaduti:

- da 0 a 6 mesi 103 21

- da 6 mesi a 12 mesi 72 3

- da 12 mesi a 24 mesi 11 -

- oltre 24 mesi 2 -

Totale 368 37

21. Crediti tributari - Euro 63 milioniI “Crediti tributari”, pari a 63 milioni di euro, aumentano di 19 milioni di euro principalmente per l’aumento dei crediti

delle controllate in Iberia e a Panama (26 milioni di euro).

139

22. Attività finanziarie correnti - Euro 428 milioni

Milioni di euro




Titoli 39 51 (12)

Contratti derivati 4 3 3 1

Ratei e risconti attivi finanziari correnti 2 1 7 (5)

Altri crediti finanziari 383 366 102 19 281

Totale 428 163 265

La voce “Titoli”, pari a 39 milioni di euro, evidenzia una ri-

duzione di 12 milioni rispetto al 2011, correlata alla varia-

zione degli investimenti temporanei in titoli a breve termi-

ne, prevalentemente certificati di deposito.

La voce “Contratti derivati” accoglie il fair value positivo

dei contratti derivati in essere alla data di bilancio e in sca-

denza entro l’esercizio successivo.

Nella seguente tabella sono riportati il valore nozionale e

il “fair value” dei derivati in essere suddivisi per tipologia di

contratto e per designazione.


al 31.12.2012 al 31.12.2011 al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Derivati cash flow hedge 141 7 4 3 1

Commodity 141 7 4 3 1

Derivati di trading - 6 - - -

Cambio - 6 - - -

Totale 141 13 4 3 1

Il valore nozionale dei contratti derivati classificati tra le at-

tività finanziarie correnti, relativi a cash flow hedge, risulta

al 31 dicembre 2012 pari a 141 milioni di euro e il relativo

fair value è pari a 4 milioni di euro.



La voce “Altri crediti finanziari” evidenzia un aumento di

281 milioni di euro derivante principalmente dall’effet-

to dell’aumento del credito della finanziaria del Gruppo

(Enel Green Power International BV) nei confronti della fi-

nanziaria del Gruppo Enel (pari a 320 milioni di euro) per i

citati nuovi progetti in Nord America e in Messico, nonché

l’aumento dei crediti della Capogruppo per la concessio-

ne di un finanziamento alla joint venture 3SUN (pari a 20

milioni di euro).

Tale effetto è parzialmente compensato dalla riduzione

dei crediti finanziari della controllata Enel Green Power

North America verso le proprie collegate (57 milioni di

euro).


23. Altre attività correnti - Euro 344 milioni

Milioni di euro




Crediti tributari 194 145 49

Anticipi a fornitori 29 17 12

Risconti attivi operativi correnti 49 38 11

Altri crediti diversi 72 22 75 6 (3)

Totale 344 275 69

L’incremento della voce “Crediti tributari” si riferisce prin-

cipalmente alla posizione creditoria per IVA della Romania

(98 milioni di euro) e del Messico (30 milioni di euro) per

investimenti realizzati durante l’esercizio 2012.

24. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti - Euro 333 milioni

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Depositi bancari e postali liberi 145 201 (56)

Depositi bancari e postali vincolati 188 148 40

Totale 333 349 (16)

I “Depositi bancari e postali vincolati” sono essenzialmen-

te riferiti a depositi vincolati a garanzia di operazioni in-

traprese che, per la particolare tipologia, prevedono l’ac-

cantonamento di fondi a garanzia del servizio del debito

(come project financing o tax partnership).

La variazione sulla cassa vincolata (40 milioni di euro) ri-

flette principalmente l’incasso di contributi agevolati a

fronte dell’avvio di nuovi progetti.

141

Passivo

25. Patrimonio netto del Gruppo - Euro 7.098 milioni

Capitale sociale - Euro 1.000 milioni

Il capitale sociale è rappresentato da 5.000.000.000 di

azioni ordinarie (5.000.000.000 di azioni ordinarie al 31

dicembre 2011) con un valore nominale di euro 0,20 e ri-

sulta interamente versato.

Al 31 dicembre 2012, sulla base delle risultanze dei libri

sociali e delle informazioni a disposizione, non risultano,

oltre a Enel SpA, azionisti che posseggano una partecipa-

zione superiore al 2% del capitale sociale.

Riserve - Euro 5.685 milioni

Di seguito la composizione delle principali voci.

Riserva legale - Euro 200 milioni

La riserva legale è pari al 20% del capitale sociale e ha

quindi raggiunto i limiti previsti dall’art. 2430 del codice

civile.

Riserve da valutazione strumenti finanziari CFH -

Euro (38) milioni

Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimo-

nio netto per effetto di valutazioni su derivati di copertura

(cash flow hedge).

Riserva di traduzione - Euro (5) milioni

In tale voce sono inclusi gli effetti di conversione dei bilan-

ci delle controllate con valuta locale differente da quella

funzionale. Al 31 dicembre 2012 la riserva è negativa per 5

milioni di euro, in diminuzione di 80 milioni di euro, per gli

effetti dell’apprezzamento netto della valuta funzionale

rispetto alle valute estere delle società controllate.

Altre riserve diverse (eccetto riserva legale) - Euro

5.528 milioni

Si riferiscono, per un importo pari a 3.700 milioni di euro,

alle riserve attribuite alla Capogruppo all’atto della scissio-

ne da Enel Produzione SpA e includono, in particolare, la

riserva di rivalutazione che rappresenta l’ammontare della

rivalutazione eseguita nell’esercizio 2003 in conformità

alla legge 350/2003. Tale riserva è in sospensione d’impo-

sta (in caso di distribuzione l’ammontare lordo della riser-

va è assoggettato all’imposta ordinaria con riconoscimen-

to di un credito d’imposta del 19%). Allo stato attuale la

distribuzione di tale riserva è differita a tempo indefinito.

Nella tabella seguente viene rappresentata la movimen-

tazione degli utili e delle perdite rilevate direttamente a

patrimonio netto, comprensiva delle quote di terzi con

evidenza per singola voce del relativo effetto fiscale.

al 31.12.2011 Variazioni al 31.12.2012

Milioni di euro Totaledi cui

Gruppo

di cui interes-

senze di terzi

Utili/ (Perdite)

rilevate a patrimonio

netto nel periodo

Rilasciati a Conto

economico Imposte Totaledi cui

Gruppo

di cui interes-

senze di terzi Totale

di cui Gruppo

di cui interes-

senze di terzi

Riserva da strumenti finanziari (34) (30) (4) (26) 12 - (14) (8) (6) (48) (38) (10)

Riserva conversione bilanci in valuta estera 82 75 7 (80) - (6) (86) (80) (6) (4) (5) 1

Totale utili/ (perdite) iscritti a patrimonio netto 48 45 3 (106) 12 (6) (100) (88) (12) (52) (43) (9)


26. Interessenze di minoranza - Euro 874 milioniLe interessenze di minoranza registrano un aumento di 33

milioni di euro principalmente riconducibile all’utile d’e-

sercizio attribuibile a terzi (78 milioni di euro), bilanciato

dall’erogazione di dividendi (33 milioni di euro).

Passività non correnti

27. Finanziamenti - Euro 4.819 milioni (di cui quota corrente euro 202 milioni)Tale voce riflette il debito a lungo termine relativo a pre-

stiti obbligazionari, a finanziamenti bancari e ad altri fi-

nanziamenti in euro e in altre valute, incluse le quote in

scadenza entro i 12 mesi.

Nella tabella che segue viene esposta la situazione, al 31

dicembre 2012, dell’indebitamento a lungo termine e il

piano dei rimborsi, con distinzione per tipologia di finan-

ziamento e di tasso di interesse.

Milioni di euro Valore

nozionale Saldo

contabile Fair value Valore

nozionale Saldo

contabile Fair value Quota corrente

Quota con scadenza

oltre i 12 mesi Quota con scadenza nel

al 31.12.2011 al 31.12.2012 2014 2015 2016 2017 Oltre

Prestiti obbligazionari:

- tasso fisso quotati 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -

Totale 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -

Debiti verso banche:

- tasso fisso 388 388 388 411 411 411 1 410 7 16 31 27 329

- tasso variabile 728 725 728 1.353 1.346 1.347 111 1.235 103 117 149 110 756

Totale 1.116 1.113 1.116 1.764 1.757 1.758 112 1.645 110 133 180 137 1.085

Debiti verso altri finanziatori:

- tasso fisso 359 360 359 344 344 344 50 294 39 52 71 29 103

- tasso variabile 174 173 174 208 208 208 21 187 14 10 10 30 123

Totale 533 533 533 552 552 552 71 481 53 62 81 59 226

Finanziamenti da società correlate:

- tasso fisso 2.306 2.306 2.306 2.357 2.354 2.357 - 2.354 2 2 2 2 2.346

- tasso variabile - - - 137 137 137 - 137 - - - - 137

Totale 2.306 2.306 2.306 2.494 2.491 2.494 - 2.491 2 2 2 2 2.483

TOTALE 3.992 3.989 3.992 4.829 4.819 4.823 202 4.617 165 197 263 198 3.794

La voce “Prestiti obbligazionari”, pari a 19 milioni di euro

(37 milioni di euro al 31 dicembre 2011), si riferisce all’e-

missione obbligazionaria della società panamense Enel

Fortuna, al tasso fisso del 10,125% con maturity 2013.

La voce “Debiti verso banche”, pari a 1.757 milioni di euro

(compresa la quota in scadenza entro i 12 mesi pari a 112

milioni di euro), si riferisce principalmente a:

> finanziamenti erogati dalla BEI alla Capogruppo, pari a

709 milioni di euro (436 milioni di euro al 31 dicembre

2011), riconosciuti a fronte di un programma di investi-

menti nel settore della produzione di energia da fonti

rinnovabili. Il piano del prestito prevede il rimborso in

52 rate costanti semestrali;

> finanziamenti bancari, stanziati tramite la formula del

project financing, pari a 322 milioni di euro (344 milio-

ni di euro al 31 dicembre 2011), stipulati da Enel Green

Power España con più di 20 istituti bancari spagnoli, tra

cui finanziamenti verso la Caixa per 178 milioni di euro,

143

paolo SpA allo scopo di finanziare il progetto Palo Viejo

in Guatemala. Tale finanziamento, prevede un contri-

buto in conto interessi riconosciuto da Simest;

> finanziamento erogato nel mese di dicembre 2011 da

parte della BBVA a Enel Green Power Partecipazioni

Speciali Srl (100% Enel Green Power SpA), pari a 44 mi-

lioni di euro, per lo sviluppo del progetto Bii Nee Stipa

II in Messico. Tale finanziamento, della durata di 8 anni,

prevede il pagamento semestrale delle quote con resti-

tuzione della prima rata a partire da dicembre 2015. È

previsto inoltre un contributo in conto interessi ricono-

sciuto da Simest;

> finanziamento erogato nel mese di febbraio 2012 da

parte di Intesa Sanpaolo SpA a Enel Green Power SpA,

pari a 44 milioni di euro, per lo sviluppo di progetti in

Costa Rica. Tale finanziamento, della durata di 8 anni,

prevede il pagamento semestrale delle quote con re-

stituzione della prima rata a partire da agosto 2015. È

verso Sabadell per 59 milioni di euro, verso Montepio per

21 milioni di euro, verso Banesto per 17 milioni di euro,

verso Caja Astur per 18 milioni di euro e verso BBVA per

16 milioni di euro;

> finanziamento erogato nel mese di aprile 2012 da par-

te di Citibank International PLC a Enel Green Power In-

ternational BV, pari a 180 milioni di euro, che prevede

una durata di 12 anni per lo sviluppo di progetti eolici

in Brasile, Nord America e Romania;

> finanziamento erogato nel mese di ottobre 2011 da

parte di Citibank International PLC a Enel Green Power

International BV, pari a 103 milioni di euro (112 milioni

di euro al 31 dicembre 2011), che prevede una durata

di 12 anni per lo sviluppo di progetti eolici in Romania;

> finanziamento erogato nel mese di dicembre 2012 alla

controllata Impulsora Nacional de Eletricidad Srl de Cv,

pari a 58 milioni di euro, per lo sviluppo del progetto Bii

Nee Stipa II in Messico. Il finanziamento prevede una

durata di 10 anni con rimborso semestrale delle quote

a partire da febbraio 2014;

> finanziamento, tramite la formula del project financing,

a favore di 3SUN Srl (33% Enel Green Power SpA), pari

a 55 milioni di euro, rilasciato da un pool di banche

(UniCredit SpA, Banca Imi SpA e Centrobanca SpA) per

la realizzazione di progetti rinnovabili a Catania;

> prima tranche del finanziamento bancario per 44 milio-

ni di euro (44 milioni di euro al 31 dicembre 2011) verso

Intesa Sanpaolo SpA allo scopo di finanziare il progetto

Palo Viejo in Guatemala, che prevede un contributo in

conto interessi riconosciuto da Simest;

> seconda tranche per 44 milioni di euro del finanzia-

mento erogato a giugno 2010 dalla banca Intesa San-

Milioni di euro Valore

nozionale Saldo

contabile Fair value Valore

nozionale Saldo

contabile Fair value Quota corrente

Quota con scadenza

oltre i 12 mesi Quota con scadenza nel

al 31.12.2011 al 31.12.2012 2014 2015 2016 2017 Oltre

Prestiti obbligazionari:

- tasso fisso quotati 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -

Totale 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -

Debiti verso banche:

- tasso fisso 388 388 388 411 411 411 1 410 7 16 31 27 329

- tasso variabile 728 725 728 1.353 1.346 1.347 111 1.235 103 117 149 110 756

Totale 1.116 1.113 1.116 1.764 1.757 1.758 112 1.645 110 133 180 137 1.085

Debiti verso altri finanziatori:

- tasso fisso 359 360 359 344 344 344 50 294 39 52 71 29 103

- tasso variabile 174 173 174 208 208 208 21 187 14 10 10 30 123

Totale 533 533 533 552 552 552 71 481 53 62 81 59 226

Finanziamenti da società correlate:

- tasso fisso 2.306 2.306 2.306 2.357 2.354 2.357 - 2.354 2 2 2 2 2.346

- tasso variabile - - - 137 137 137 - 137 - - - - 137

Totale 2.306 2.306 2.306 2.494 2.491 2.494 - 2.491 2 2 2 2 2.483

TOTALE 3.992 3.989 3.992 4.829 4.819 4.823 202 4.617 165 197 263 198 3.794


previsto inoltre un contributo in conto interessi ricono-

sciuto da Simest;


parte della BBVA a Enel Green Power Partecipazioni

Speciali Srl (100% Enel Green Power SpA), pari a 44 mi-

lioni di euro, per lo sviluppo del progetto Bii Nee Stipa

III Wind Project in Messico. Tale finanziamento, della

durata di 8 anni, prevede il pagamento semestrale del-

le quote con restituzione della prima rata a partire da

giugno 2016. È previsto inoltre un contributo in conto

interessi riconosciuto da Simest;


parte di Intesa Sanpaolo SpA a Enel Green Power SpA,

pari a 44 milioni di euro, per lo sviluppo di progetti in

Cile. Tale finanziamento, della durata di 8 anni, prevede

il pagamento semestrale delle quote con restituzione

della prima rata a partire da giugno 2016. È previsto

inoltre un contributo in conto interessi riconosciuto da

Simest;

> finanziamenti bancari, pari a 31 milioni di euro (17

milioni di euro al 31 dicembre 2011), verso due istituti

bancari greci, la NBG Bank ed Emporiki Bank;

> finanziamento erogato nel mese di novembre 2012 da

parte di Citibank International PLC a Enel Green Power

International BV, pari a 25 milioni di euro, che prevede

una durata di 12 anni per lo sviluppo di progetti eolici

in Cile;

> finanziamento bancario per 9 milioni di euro (10 milioni

di euro al 31 dicembre 2011) verso il Banco Industrial del

Guatemala, con quota a breve pari a 1 milione di euro.

La voce “Debiti verso altri finanziatori” al 31 dicembre

2012 è pari a 552 milioni di euro (compresa la quota in

scadenza entro i 12 mesi per 71 milioni di euro) e si riferi-

sce principalmente a:

> finanziamenti per tax partnership, pari a 297 milioni di

euro (302 milioni di euro al 31 dicembre 2011), per i

progetti nord-americani di Snyder Wind Farm, Smoky

Hills I, Smoky Hills II, già in essere, e di Caney River;

> finanziamenti con la formula del project financing in

Nord America, pari a 62 milioni di euro (68 milioni di

euro al 31 dicembre 2011);

> contratti di leasing, pari a 150 milioni di euro, stipulati

da sette società italiane controllate da Enel Green Po-

wer SpA per lo sviluppo di progetti eolici e fotovoltaici

in Italia;

> finanziamenti bancari per 24 milioni di euro concessi

alle controllate di Enel Green Power España per lo svi-

luppo di progetti nel campo delle fonti rinnovabili;

> finanziamenti soci, pari a 14 milioni di euro, concessi a

3SUN Srl per lo sviluppo di progetti eolici a Catania;

> contratti di leasing per 5 milioni di euro relativo a un

progetto nel campo eolico in Grecia.

La voce “Finanziamenti verso società correlate” accoglie

principalmente il finanziamento erogato da Enel Finance

International NV a Enel Green Power International BV per

2.463 milioni di euro (2.275 milioni di euro al 31 dicembre

2011) e il debito finanziario di Enel Green Power France

verso Enel Lease Sarl per 30 milioni di euro (31 milioni di

euro al 31 dicembre 2011).

La movimentazione dell’esercizio del valore nozionale

dell’indebitamento a lungo termine è riepilogata nella ta-

bella che segue.

Milioni di euroValore

nozionale RimborsiNuove

emissioniDifferenze di cambio

Valore nozionale

al 31.12.2011 al 31.12.2012

Prestiti obbligazionari 37 (18) - - 19

Debiti verso banche 1.116 (97) 745 - 1.764

Finanziamenti da altri finanziatori 533 (135) 163 (8) 553

Finanziamenti da società correlate 2.306 - 187 - 2.493

Totale indebitamento finanziario 3.992 (250) 1.095 (8) 4.829

145

Nella tabella seguente è riportato l’indebitamento finanziario a lungo termine per valuta e per tasso di interesse.

Milioni di euroSaldo

contabileValore

nozionaleTasso medio di

interesse in vigoreTasso di interesse effettivo in vigore

al 31.12.2011 al 31.12.2012

Euro 3.398 4.198 4,71% 4,69%

Dollaro USA 541 615 6,55% 6,55%

Peso cileno/UF 34 - - -

Altre valute 16 16 8,09% 8,09%

Totale valute non euro 591 631 - -

TOTALE 3.989 4.829

Di seguito si evidenzia la composizione dell’indebitamento finanziario netto.

Milioni di euro


parti correlate al 31.12.2011di cui con


Depositi bancari e postali 333 349 (16)

Titoli 39 51 (12)

Liquidità 372 400 (28)

Altri crediti finanziari a breve termine 382 346 102 19 280

Debiti verso banche a breve termine (70) (39) (31)

Quota corrente di debiti verso banche (112) (100) (12)

Quota corrente dei prestiti obbligazionari (19) (18) (1)

Quota corrente dei debiti verso altri finanziatori (71) (138) 67

Altri debiti finanziari a breve termine (748) (725) (828) (822) 80

Indebitamento finanziario corrente (1.020) (1.123) 103

Indebitamento finanziario corrente netto (266) (621) 355

Debiti verso banche (1.645) (1.013) (632)

Debiti verso altri finanziatori e società correlate (2.972) (2.491) (2.701) (2.306) (271)

Prestiti obbligazionari - (19) 19

Indebitamento finanziario non corrente (4.617) (3.733) (884)

Indebitamento finanziario netto come da Comunicazione CONSOB (4.883) (4.354) (529)

Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine 269 1 279 34 (10)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (4.614) (4.075) (539)

Si segnala che i finanziamenti erogati attraverso la formu-

la del project financing, pari a complessivi 439 milioni di

euro al 31 dicembre 2012, si riferiscono principalmente

a società mono-impianto nelle quali il Gruppo detiene

generalmente la maggioranza delle quote. Tali finanzia-

menti obbligano i soci, unitamente alle società progetto,

al rispetto di taluni parametri societari e finanziari.

In particolare, i parametri societari comportano la facoltà

per gli istituti finanziari di richiedere il rimborso anticipato

dei finanziamenti in oggetto in caso di variazioni nell’a-

zionariato di riferimento delle società finanziate e delle

società progetto.

I parametri finanziari, invece, tipicamente dispongono:

> l’obbligo per le società progetto di rispettare determi-

nati rapporti – generalmente 15%/85% (in taluni casi

il rapporto è 10%/90% o 20%/80%) – di patrimonio

netto/indebitamento finanziario;

> la possibilità per le società progetto di distribuire divi-

dendi: i) condizionata al rispetto di un debt service co-

ver ratio (ossia il rapporto tra a) i flussi di cassa attesi dal

progetto finanziato in un dato anno e b) gli interessi e

la quota capitale del debito in scadenza per il mede-

simo anno) superiore generalmente all’1,10 (in taluni

casi, all’1,05 e all’1,15); e ii) limitata all’ammontare del-

le disponibilità liquide risultanti dalla situazione conta-

bile assoggettata a revisione contabile;


> la facoltà per gli istituti finanziari di richiedere il rim-

borso anticipato in caso di un debt service cover ratio

inferiore generalmente all’1,05 (in taluni casi, inferiore

all’1,00 e all’1,10);

> il decremento o l’incremento dei tassi di interessi appli-

cabili ai finanziamenti in oggetto in relazione al livello

di debt service cover ratio. In particolare, lo spread sul

tasso di interesse di riferimento aumenta in caso di un

debt service cover ratio superiore generalmente all’1,25

(in taluni casi all’1,40) e diminuisce nel caso opposto.

Alla data del presente bilancio tali parametri risultano

rispettati e non risultano events of default né limitazioni

all’utilizzo dei finanziamenti in oggetto.

28. TFR e altri benefíci ai dipendenti - Euro 46 milioni Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benefíci

individuati nelle prestazioni connesse a “trattamento di

fine rapporto” di lavoro, indennità per mensilità aggiun-

tive e indennità sostitutiva del preavviso, premi di fedeltà,

assistenza sanitaria e sconto energia (modificato dai re-

centi accordi contrattuali per i dipendenti in servizio).

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

TFR e altri benefíci relativi al personale 25 25 -

Sconto energia 3 3 -

Mensilità aggiuntive e indennità sostitutiva del preavviso 5 5 -

Premio fedeltà 3 2 1

Assistenza sanitaria Asem 3 3 -

Altri benefíci ai dipendenti 7 5 2

Totale 46 43 3

Nel seguito si evidenzia la variazione intervenuta nei due esercizi delle passività attuariali.


Benefíci

pensionisticiSconto

energiaAltri

benefíci TotaleBenefíci

pensionisticiSconto

energiaAltri

benefíci Totale

Variazione nella passività attuariale

Passività attuariale a inizio esercizio 32 3 8 43 32 8 6 46

Costo normale - - - - 1 - - 1

Oneri finanziari 1 - 1 2 2 - - 2

Erogazioni (2) - - (2) (4) - - (4)

Curtailments/settlements - - - - - (6) - (6)

Altri movimenti - - - - 2 - 2 4

(Utili)/perdite attuariali 3 - 2 5 (1) 1 - -

Costo per prestazioni di lavoro passate 41 - - 41 - - - -

Passività attuariale a fine esercizio 75 3 11 89 32 3 8 43

Variazione delle attività a servizio dei piani

Passività attuariale netta 75 3 11 89 32 3 8 43

Perdite/(utili) netti non riconosciuti (42) (2) 1 (43) - - - -

Passività riconosciuta nel bilancio 33 1 12 46 32 3 8 43

La voce “Benefíci pensionistici” accoglie, per quanto ri-

guarda l’Italia, la stima degli accantonamenti destinati a

coprire benefíci relativi al trattamento di previdenza in-

tegrativa dei dirigenti in quiescenza, mentre per quanto

riguarda le società estere tale voce si riferisce ai benefíci

dovuti successivamente alla conclusione del rapporto di

lavoro.

La voce “Sconto energia” include taluni benefíci relativi

alla fornitura di energia elettrica a uso domestico che, as-

147

segnata fino allo scorso esercizio ai dipendenti in servizio

e a quelli in stato di quiescenza, è stata – a seguito della

sottoscrizione di specifici accordi con le parti sindacali –

convertita in altre forme di trattamento a favore dei di-

pendenti in servizio e, pertanto, resta a oggi in vigore per i

soli dipendenti in stato di quiescenza.

La voce “Altri benefíci” accoglie le passività relative a be-

nefíci definiti non incluse nelle voci precedenti.

Nella seguente tabella è evidenziato l’impatto a Conto

economico nell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2012 dei

benefíci ai dipendenti.


Benefíci

pensionisticiSconto

energiaAltri

benefíci TotaleBenefíci

pensionisticiSconto

energiaAltri

benefíci Totale

Costo normale - - - - 1 - - 1

Oneri finanziari 1 - - 1 2 - - 2

Ammortamento (utili)/perdite attuariali - - 1 1 - - - -

Altri movimenti 2 - - 2 - - - -

Totale 3 - 1 4 3 - - 3

I costi per benefíci ai dipendenti rilevati nel 2012 sono pari

a 3 milioni di euro, di cui 2 milioni di euro di oneri netti di

attualizzazione rilevati tra gli oneri finanziari.

Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale

delle passività per benefíci ai dipendenti e delle attività al

servizio dei piani, determinate in coerenza con l’esercizio

precedente, sono evidenziate nella seguente tabella.

2012 2011

Tasso di attualizzazione 3,20% 4,70%

Tasso di incremento del costo del lavoro 2,00% 2,00%

Tasso di incremento del costo delle spese sanitarie 3,00% 3,00%

29. Fondi rischi e oneri - Euro 103 milioni (di cui quota a breve euro 2 milioni)

Milioni di euro Acc.tiUtilizzi/

RilasciAltri mov./

Effetto cambi di cui quota

corrente

al 31.12.2011 al 31.12.2012

Contenzioso legale 22 2 (1) (1) 22 -

Oneri su impianti di produzione 64 14 (7) (1) 70 1

Imposte 6 - - (2) 4 -

Altro 9 - - (2) 7 1

Totale 101 16 (8) (6) 103 2

La composizione principale della voce “Fondi rischi e oneri” è riportata di seguito.

Fondo contenzioso legale - Euro 22 milioni

Il “Fondo contenzioso legale” è destinato a coprire le

passività che potrebbero derivare da vertenze giudiziali

e da altri contenziosi. Esso include la stima dell’onere a

fronte dei contenziosi sorti nell’esercizio, oltre all’aggior-

namento delle stime sulle posizioni sorte negli esercizi

precedenti, in base alle indicazioni dei legali interni ed

esterni.

Fondi rischi relativi a oneri su impianti di produzione - Euro 70 milioni

La voce “Fondi rischi relativi a oneri su impianti di produ-

zione” include principalmente la stima dei futuri oneri

da sostenere per lo smantellamento e il ripristino degli

impianti in presenza di obbligazioni legali, contrattuali o

implicite, per il disinquinamento o il ripristino delle condi-

zioni ambientali originarie nei casi in cui la propria attività


abbia arrecato danni all’ambiente, nonché oneri di varia

natura e per contenziosi con enti locali per tributi e cano-

ni. L’incremento della voce è imputabile, per 11 milioni di

euro, all’aggiornamento della stima del fondo smantella-

mento e ripristino.

30. Passività finanziarie non correnti - Euro 67 milioniLe “Passività finanziarie non correnti” accolgono esclusi-

vamente il fair value dei contratti derivati. Nella seguente

tabella sono riportati il valore nozionale e il fair value dei

derivati in essere suddivisi per tipologia di contratto e per

designazione.


al 31.12.2012 al 31.12.2011 al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Derivati cash flow hedge 870 476 67 40 27

Interessi 870 476 67 40 27

Totale 870 476 67 40 27

Il valore nozionale dei contratti derivati classificati tra le

passività finanziarie non correnti, relativi a cash flow hed-

ge, risulta al 31 dicembre 2012 pari complessivamente a

870 milioni di euro e il relativo fair value è pari a 67 milioni

di euro.

La variazione positiva del fair value, pari a 27 milioni di

euro, è principalmente imputabile all’incremento dei de-

rivati di cash flow hedge su interessi verso la controllante

(20 milioni di euro) e verso terzi (7 milioni di euro).



31. Altre passività non correnti - Euro 137 milioni

Milioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Debiti per canoni e contributi di urbanizzazione 37 18 19

Debiti per acquisto di partecipazioni 21 21 -

Altri debiti diversi 79 84 (5)

Totale 137 123 14

I “Debiti per canoni e contributi di urbanizzazione” accol-

gono, per 36 milioni di euro, i contributi da erogare ai Co-

muni della Regione Toscana, sedi di centrali geotermiche,

in base a quanto previsto dall’art. 4 dell’Accordo Volon-

tario Attuativo del Protocollo di Intesa del 20 dicembre

2007 (18 milioni di euro al 31 dicembre 2011); in partico-

lare, tale Accordo, firmato nel mese di aprile 2010, preve-

de che Enel Green Power SpA corrisponda agli enti locali,

a titolo di compensazione ambientale e territoriale, un

importo definito per ciascun MW autorizzato. Accoglie,

inoltre, per 1 milione di euro i contributi in conto impianti

già incassati concessi dal Ministero delle Attività Produt-

tive ai sensi della legge 488/1992, relativi a progetti non

ancora conclusi (7 milioni di euro al 31 dicembre 2011).

I “Debiti per acquisto di partecipazioni” si riferiscono pre-

valentemente alla rilevazione del diritto di opzione per

l’acquisto della quota azionaria della partecipata acquisita

nel 2010 Maicor Wind (40%), per un importo di 9 milioni

di euro, e della quota azionaria di Renovables de Guate-

mala detenuta da Simest (8,8%), per un importo pari a

12 milioni di euro (al 31 dicembre 2011 pari a 13 milioni

di euro). La Capogruppo si è impegnata, infatti, ad acqui-

stare da Simest l’intera quota di partecipazione azionaria

di Renovables de Guatemala di proprietà di quest’ultima

alla data del 30 giugno 2017 (l’esercizio del diritto di tale

opzione potrà avere luogo a far data dal 30 giugno 2015).

149

Con riferimento al livello di gerarchia del fair value delle

put sopra citate, per entrambe il derivato associato è clas-

sificato come livello 3; il valore nozionale è corrispondente

al rispettivo fair value e nel corso dell’esercizio non ha pro-

dotto effetti significativi a Conto economico.

Passività correnti

32. Finanziamenti a breve termine - Euro 818 milioni

Milioni di euro




Debiti verso banche 70 33 37

Debiti verso altri finanziatori 748 725 834 822 (86)

Totale 818 725 867 822 (49)

La voce “Debiti verso altri finanziatori” si riferisce principalmente all’esposizione a breve termine verso Enel SpA (612

milioni di euro) e verso Enel Finance International NV (110 milioni di euro).

33. Debiti commerciali - Euro 1.070 milioni

Milioni di euro




Debiti commerciali 1.070 302 1.032 267 38

Debiti per lavori in corso su ordinazione - 1 (1)

Totale 1.070 1.033 37

La voce “Debiti commerciali”, pari a 1.070 milioni di euro,

presenta un incremento di 38 milioni di euro, riferito prin-

cipalmente a debiti verso la controllante.

La voce accoglie debiti verso parti correlate per un im-

porto di 302 milioni di euro (267 milioni di euro al 31 di-

cembre 2011), principalmente verso la controllante Enel

SpA.

Di seguito il dettaglio per data di scadenza dei debiti com-

merciali verso terzi.

Milioni di euro

Entro il 30 giugno 2013 627

Tra il 1° luglio e il 31 dicembre 2013 81

Nel 2014 60

Oltre -

Totale al 31 dicembre 2012 768

34. Debiti per imposte sul reddito - Euro 44 milioniLa riduzione della voce “Debiti per imposte sul reddito”,

pari a 49 milioni di euro, si riferisce principalmente alla di-

minuzione dei debiti per imposte sul reddito di Enel Green

Power España (35 milioni di euro) e della Capogruppo (19

milioni di euro).


35. Altre passività correnti - Euro 375 milioni

Milioni di euro




Debiti per canoni diversi e contributi di urbanizzazione 30 23 7

Debiti verso il personale e verso istituti previdenziali 27 26 1

Acconti e ratei passivi 56 1 46 1 10

Debiti per acquisto partecipazioni 126 - 126

Debiti tributari diversi 38 29 9

Altri debiti diversi 98 16 79 23 19

Totale 375 203 172

La voce “Debiti per canoni diversi e contributi di urbanizza-

zione” accoglie i debiti verso gli enti locali, sedi di centrali

elettriche, per contributi relativi a opere di urbanizzazione

e interventi vari sul territorio interessato alla costruzione

degli impianti, nonché i debiti per canoni demaniali, so-

vraccanoni bacini imbriferi montani e rivieraschi e altri

canoni, dovuti a fronte di concessioni di utilizzo di acque

pubbliche a scopo idroelettrico.

La voce “Debiti per acquisto partecipazioni” accoglie il de-

bito per l’acquisto del secondo impianto eolico in Messico,

come già descritto alla Nota 4.

36. Passività finanziarie correnti - Euro 89 milioni

Milioni di euro




Ratei passivi finanziari correnti 88 71 105 70 (17)

Contratti derivati 1 18 14 (17)

Totale 89 123 (34)

La voce “Ratei passivi finanziari correnti” registra una riduzio-

ne di 17 milioni di euro riferibile principalmente alla riclassifi-

ca di alcune passività in Iberia e in Romania.

Nella seguente tabella sono riportati il valore nozionale e

il fair value dei derivati in essere suddivisi per tipologia di

contratto e per designazione.


al 31.12.2012 al 31.12.2011 al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Derivati cash flow hedge - 364 - 14 (14)

Commodity - 350 - 14 (14)

Interessi - 14 - - -

Derivati di trading 25 43 1 4 (3)

Cambi 14 43 - 4 (4)

Interessi 11 - 1 - 1

Totale 25 407 1 18 (17)

Il valore nozionale dei contratti derivati di trading classifi-

cati tra le passività finanziarie correnti risulta al 31 dicem-

bre 2012 pari a 25 milioni di euro e il relativo fair value è

pari a 1 milione di euro.



151

37. Impegni contrattuali e garanzieMilioni di euro

al 31.12.2012 al 31.12.2011 2012-2011

Garanzie prestate

- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 1.146 528 618

Impegni assunti verso fornitori per:

- forniture varie 1.126 1.620 (494)

Totale 2.272 2.148 124

Le fideiussioni rilasciate nell’interesse di società control-

late sono relative alla copertura degli impegni assunti, ri-

conducibili tipicamente a garantire la serietà della parteci-

pazione a gare indette per lo sviluppo di nuovi progetti, il

pagamento di taluni contratti di costruzione di impianti, la

connessione alla rete elettrica degli impianti in costruzio-

ne e/o in esercizio, le prestazioni sui contratti pluriennali

di vendita di energia.

Il Gruppo, inoltre, ha in essere accordi quadro per l’ac-

quisto di turbine con le società Siemens Wind Power

A/S (Siemens) e Vestas Italia Srl (Vestas). In particolare,

il primo accordo quadro ha come oggetto la fornitura,

il trasporto, l’installazione e la manutenzione da parte

di Siemens, nei vari Paesi in cui il Gruppo opera e per il

periodo 2011-2014, di turbine eoliche per una potenza

complessiva di 600 MW, con l’opzione in favore di Enel

Green Power SpA di incrementare tale potenza di ulterio-

ri 600 MW nello stesso periodo di validità; il secondo ac-

cordo quadro ha come oggetto la fornitura, il trasporto,

l’installazione e la manutenzione da parte di Vestas, nei

vari Paesi in cui il Gruppo opera e per il periodo 2011-

2014, di turbine eoliche per una potenza complessiva di

700 MW, con l’opzione in favore di Enel Green Power di

incrementare tale potenza di ulteriori 700 MW nello stes-

so periodo di validità.

Il Gruppo ha anche in essere impegni per acquisti di pan-

nelli fotovoltaici.

Si evidenzia, inoltre, che la Capogruppo ha in essere impe-

gni con la Regione Toscana relativamente al Protocollo di

Intesa, siglato nel 2007, in cui Enel si impegna a favore di

attività di ricerca e di innovazione tecnologica nel campo

delle energie rinnovabili. Gli impegni riferibili specifica-

mente alla società Enel Green Power non saranno defini-

bili fino a quando non verrà concordato con la Regione

l’elenco dettagliato delle attività da considerare idonee

per gli scopi di cui sopra.

38. Informativa sulle parti correlate

Le parti correlate sono state individuate sulla base di

quanto disposto dai princípi contabili internazionali e dal-

la Procedura per la disciplina delle operazioni con parti

correlate approvata in data 1° dicembre 2010 dal Consi-

glio di Amministrazione di Enel Green Power SpA, previo

parere del Comitato per il Controllo Interno reso in data

23 novembre 2010.

Tale procedura (disponibile all’indirizzo internet http://

www.enelgreenpower.com/it-IT/company/governan-

ce/related_parties/) individua una serie di regole volte

ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostan-

ziale sia procedurale, delle operazioni con parti correla-

te ed è stata adottata in attuazione di quanto disposto

dall’art. 2391 bis del codice civile e dalla disciplina attua-

tiva dettata dalla CONSOB.

In particolare, nel corso del 2012, i rapporti con parti cor-

relate hanno riguardato specifiche attività, tra cui:

> gestione del rischio generato dalla variazione dei tassi

di interesse e tassi di cambio;

> erogazione di prestazioni professionali e servizi;

> gestione di servizi comuni;

> compravendita di energia;

> compravendita di certificati verdi e bianchi.

Ai rapporti sopra descritti occorre aggiungere l’esercizio

dell’opzione per il “Consolidato Fiscale Nazionale” con la

controllante Enel SpA.

Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (decreto del

Presidente della Repubblica 917/1986, artt. 117 e seguen-


Milioni di euro Parti correlate Parti correlate

Enel SpAEnel

Servizi Srl

Enel Produzione

SpAEnel Trade

SpA

Enel Finance International

NVEnel Lease

EurlEnel.Factor

SpAGSE SpA

GME SpA

AU SpA

Terna SpA

Enel Distribuzione

SpA

Enel Ingegneria e Ricerca SpA Endesa Altre minori

TOTALE GENERALE

Totale voce di bilancio Incidenza %

Rapporti patrimoniali

Crediti commerciali 2 3 134 19 - - - 21 - - - 1 - - 23 203 571 36%

Altre attività correnti 13 - - 3 - - - - - - - - - - 6 22 344 6%

Attività finanziarie correnti - - - 2 347 - - - - - - - - - 21 370 428 86%

Debiti commerciali 135 87 19 - - - 28 - - - - - 12 1 20 302 1.070 28%

Altre passività correnti 12 1 - 3 - - - - - - - - - - 1 17 375 5%

Passività finanziarie correnti 15 - - - 56 - - - - - - - - - - 71 89 80%

Finanziamenti a lungo termine - - - - 2.461 29 - - - - - - - 1 - 2.491 4.617 54%

Finanziamenti a breve termine 612 - - - 110 2 - - - - - - - - 1 725 818 89%

Rapporti economici

Ricavi delle vendite e delle prestazioni - - 117 254 - - - 259 471 - 13 40 - - 71 1.225 2.565 48%

Altri ricavi - 1 1 - - - - - - - 1 - - - 11 14 131 11%

Materie prime e materiali di consumo - - - - - - - - - - - 2 - - 32 34 371 9%

Servizi 31 32 9 - - - - - - - - - 3 2 13 90 431 21%

Altri costi operativi - - - - - - - - 15 - 10 - - - 2 27 128 21%

Proventi finanziari - - - - 3 - - - - - - - - - 1 4 133 3%

Oneri finanziari 21 - - - 136 2 - - - - - - - 1 - 160 363 44%

ti) relativa al regime fiscale di tassazione di Gruppo deno-

minato “Consolidato Fiscale Nazionale”, la Capogruppo

ha rinnovato congiuntamente con la società controllante

Enel l’opzione per il regime del “Consolidato Fiscale Nazio-

nale” per il periodo 2010-2012, regolando conseguente-

mente tutti i reciproci obblighi e responsabilità.

Si evidenzia che nei mesi di novembre e dicembre 2012

sono state approvate alcune operazioni qualificate come

operazioni ordinarie di maggiore rilevanza compiute per il

tramite di una società controllata e concluse a condizioni

equivalenti a quelle di mercato o standard.

Tali operazioni rientrano nelle ipotesi di esenzione di cui

all’art. 13, comma 3, lett. c), del “Regolamento recante

disposizioni in materia di operazioni con parti correla-

te” adottato dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12

marzo 2010 e successive modifiche (“Regolamento Parti

Correlate”) e della procedura al riguardo adottata da Enel

Green Power in attuazione del Regolamento stesso. In

quanto tali, esse non sono dunque soggette agli obblighi

di pubblicazione previsti per le operazioni con parti cor-

relate di maggiore rilevanza dall’art. 5, commi da 1 a 7,

del Regolamento Parti Correlate. Dette operazioni sono

state comunque oggetto di specifica comunicazione alla

CONSOB secondo quanto previsto dal richiamato art. 13,

comma 3, lett. c). Di seguito si riepilogano le principali ca-

ratteristiche di tali operazioni.

Controparte dell’operazione: Empresa Nacional de Electri-

cidad SA.

Oggetto: vendita dell’energia elettrica che sarà prodotta

dagli impianti di Valle de Los Vientos e Taltal, da parte di

Enel Latin America (Chile) Ltda in favore di Empresa Na-

cional de Electricidad SA per un periodo di vent’anni a de-

correre dalla data di entrata in esercizio di ciascuno di essi.

Corrispettivo: valore massimo teorico dell’operazione ri-

compreso tra un minimo di circa 870 milioni di dollari

statunitensi e un massimo di circa 1.320 milioni di dollari

statunitensi.


Oggetto e corrispettivo: due contratti di finanziamento

aventi a oggetto due linee di credito di 500 milioni di euro

153

Milioni di euro Parti correlate Parti correlate

Enel SpAEnel

Servizi Srl

Enel Produzione

SpAEnel Trade

SpA

Enel Finance International

NVEnel Lease

EurlEnel.Factor

SpAGSE SpA

GME SpA

AU SpA

Terna SpA

Enel Distribuzione

SpA

Enel Ingegneria e Ricerca SpA Endesa Altre minori

TOTALE GENERALE

Totale voce di bilancio Incidenza %

Rapporti patrimoniali

Crediti commerciali 2 3 134 19 - - - 21 - - - 1 - - 23 203 571 36%

Altre attività correnti 13 - - 3 - - - - - - - - - - 6 22 344 6%

Attività finanziarie correnti - - - 2 347 - - - - - - - - - 21 370 428 86%

Debiti commerciali 135 87 19 - - - 28 - - - - - 12 1 20 302 1.070 28%

Altre passività correnti 12 1 - 3 - - - - - - - - - - 1 17 375 5%

Passività finanziarie correnti 15 - - - 56 - - - - - - - - - - 71 89 80%

Finanziamenti a lungo termine - - - - 2.461 29 - - - - - - - 1 - 2.491 4.617 54%

Finanziamenti a breve termine 612 - - - 110 2 - - - - - - - - 1 725 818 89%

Rapporti economici

Ricavi delle vendite e delle prestazioni - - 117 254 - - - 259 471 - 13 40 - - 71 1.225 2.565 48%

Altri ricavi - 1 1 - - - - - - - 1 - - - 11 14 131 11%

Materie prime e materiali di consumo - - - - - - - - - - - 2 - - 32 34 371 9%

Servizi 31 32 9 - - - - - - - - - 3 2 13 90 431 21%

Altri costi operativi - - - - - - - - 15 - 10 - - - 2 27 128 21%

Proventi finanziari - - - - 3 - - - - - - - - - 1 4 133 3%

Oneri finanziari 21 - - - 136 2 - - - - - - - 1 - 160 363 44%

(totale 1 miliardo di euro) tra Enel Green Power Interna-

tional BV ed Enel Finance International NV. Le condizio-

ni negoziate nei contratti di finanziamento sono in linea

con quelle ottenibili sul mercato del debito con le migliori

controparti finanziarie esistenti anche per contratti di im-

porto inferiore, ma di uguale durata rispetto ai suddetti

contratti.

Controparte dell’operazione: Enel Energie ed Enel Energie

Muntenia.

Oggetto: due contratti di compravendita di certificati

verdi rispettivamente relativi al primo semestre 2013 e

al secondo semestre 2013 - primo semestre 2023 fra Enel

Green Power Romania Srl ed Enel Energie/Enel Energie

Muntenia.

Corrispettivo: per il primo contratto il valore si attesterà tra

un minimo di 21,6 milioni di euro e un massimo di circa

73,2 milioni di euro, per il secondo contratto tra un mini-

mo di 656,7 milioni di euro e un massimo di 1.539 milioni

di euro.


Oggetto e corrispettivo: rinnovo del contratto di finanzia-

mento per 1,2 miliardi di euro tra Enel Green Power Inter-

national BV ed Enel Finance International NV. Le condizio-

ni di rinnovo sono in linea con le condizioni ottenibili sul

mercato del debito con le migliori controparti finanziarie

esistenti anche per contratti di importo inferiore, ma di

uguale durata rispetto al suddetto contratto.

Si precisa che, in tutte le operazioni suddette, la contro-

parte dell’operazione è parte correlata di Enel Green Po-

wer in quanto condivide con quest’ultima il medesimo

soggetto controllante, Enel SpA.

La tabella di seguito riportata evidenzia i rapporti di na-

tura economico-finanziaria e patrimoniale intrattenuti dal

Gruppo con le sue parti correlate per l’esercizio 2012.


La società controllante Enel SpA

I rapporti con la controllante Enel SpA riguardano princi-

palmente i) la centralizzazione presso la Capogruppo di

alcune funzioni di supporto inerenti alle attività legali,

personale, segreteria societaria, amministrazione, pianifi-

cazione e controllo relative a Enel Green Power; ii) i servi-

zi di direzione e coordinamento svolti dalla Capogruppo

Enel SpA nei confronti di Enel Green Power.

Parti correlate interne al Gruppo Enel

I rapporti più significativi con le società controllate da Enel

SpA riguardano:

> Enel Trade SpA: vendita di energia e di certificati verdi

da Enel Green Power SpA a Enel Trade SpA e gestione

del rischio su commodity effettuata da Enel Trade SpA

per le società del Gruppo Enel Green Power;

> Enel Distribuzione SpA: vendita di certificati bianchi da

Enel.si a Enel Distribuzione SpA;

> Enel Produzione SpA: vendita di energia da Enel Gre-

en Power SpA a Enel Produzione SpA e prestazione di

servizi di teleconduzione degli impianti idroelettrici ed

eolici, mantenimento in sicurezza delle dighe e manu-

tenzione degli impianti idroelettrici svolti da Enel Pro-

duzione SpA per Enel Green Power SpA;

> Enel Servizi Srl: gestione dei servizi di approvvigiona-

mento, gestione degli spazi, servizi amministrativi, di

ristorazione e di gestione del parco macchine svolti da

Enel Servizi Srl per Enel Green Power SpA;

> Enel Ingegneria e Ricerca SpA: servizi consulenziali e

gestione tecnica dei progetti relativi alla costruzione di

nuovi impianti svolti da Enel Ingegneria e Ricerca SpA

per Enel Green Power SpA e le società del Gruppo;

> Enel Finance International NV: erogazione di finan-

ziamenti a Enel Green Power SpA e alle società del

Gruppo;

> società all’interno del subgruppo Endesa: gestione di

servizi amministrativi, di fornitura di software e hardwa-

re e di compravendita di energia per il subgruppo Enel

Green Power España.

Parti correlate esterne al Gruppo Enel

In quanto operatore nel campo della produzione di ener-

gia elettrica da fonti rinnovabili Enel Green Power vende

energia elettrica e usufruisce di servizi di distribuzione e

trasporto per un certo numero di società controllate dallo

Stato (azionista di Enel SpA).

I rapporti con le imprese possedute o controllate dallo Sta-

to riguardano principalmente:

> Gestore dei Mercati Energetici SpA;

> Gestore dei Servizi Energetici SpA;

> Acquirente Unico SpA;

> Terna SpA.

39. Attività e passività potenziali

Arbitrato LaGeo

Nell’ottobre del 2008 Enel Produzione ha promosso un

procedimento arbitrale, secondo le regole della Camera

di Commercio Internazionale di Parigi, contro Comisión

Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), interamente

controllata dalla Repubblica di El Salvador, e Inversiones

Energéticas SA de Cv (INE), interamente controllata da

CEL, per far valere il loro inadempimento di talune dispo-

sizioni contenute nel patto parasociale stipulato tra Enel

Produzione e INE il 4 giugno 2002, avente a oggetto la

gestione della società LaGeo.

In particolare, tale patto parasociale stipulato in occasione

delle riforme del settore elettrico da parte di El Salvador

prevedeva il diritto di Enel Produzione (alla quale Enel Gre-

en Power è succeduta per effetto dell’atto di scissione del

2008) di poter finanziare gli investimenti di LaGeo impu-

tando ad aumento di capitale i pagamenti effettuati. Lo

stesso patto prevedeva inoltre il dovere di LaGeo di distri-

buire interamente gli utili della società.

Dopo aver osservato il patto nelle prime fasi di realizzazio-

155

ne delle centrali geotermiche in El Salvador fino a portare

la partecipazione di Enel Produzione in LaGeo al 36,20%,

LaGeo non ha più permesso a Enel Produzione (e quindi a

Enel Green Power) di finanziare gli investimenti deliberati

e conseguentemente di sottoscrivere eventuali aumenti di

capitale.

Enel Produzione ha dunque chiesto al collegio arbitrale di

condannare INE e CEL (i) all’esecuzione in forma specifica

degli obblighi previsti dal patto, con la distribuzione degli

utili netti come dividendi, permettendo di finanziare gli

investimenti in LaGeo e sottoscrivere il corrispondente au-

mento di capitale nonché al risarcimento di danni per 30

milioni di dollari statunitensi oltre a interessi, tasse e spe-

se legali o, in alternativa, (ii) a risarcire i danni quantificati

complessivamente in 264,2 milioni di dollari statunitensi

oltre a interessi, tasse e spese legali.

Nel corso del giudizio INE si è costituita chiedendo l’estro-

missione di CEL e un risarcimento danni a carico di Enel

Green Power per complessivi 100,3 milioni di dollari sta-

tunitensi per gli asseriti danni provocati dalla cattiva ese-

cuzione dei lavori realizzati sino alla data della domanda

a fronte degli investimenti finanziati sino a quel momento

dal Gruppo Enel.

Terminata la fase istruttoria, nel gennaio 2010, il collegio

arbitrale ha tenuto le udienze finali nell’ultima settima-

na di febbraio e nella prima di marzo 2010 a Panama.

Le memorie di replica finali delle parti sono state depo-

sitate il 22 maggio 2010. Il collegio arbitrale ha infine

deciso la questione che è stata notificata alle parti il 5 lu-

glio 2011. Tale decisione sancisce il diritto di Enel Green

Power a finanziare gli investimenti di LaGeo, capitalizzan-

do i relativi importi. Di conseguenza il collegio arbitrale

ha condannato INE a far sì che entro 30 giorni dalla noti-

fica della decisione Enel Green Power possa partecipare a

un aumento di capitale della società sottoscrivendo circa

9 milioni di azioni per un controvalore di circa 127 milio-

ni di dollari statunitensi. In conseguenza di tale decisione

Enel Green Power dovrebbe possedere il 53% del capitale

sociale della società.

Il collegio arbitrale ha, inoltre, condannato INE a permet-

tere che LaGeo distribuisca gli utili realizzati nel 2008 e nel

2009 e ha interamente respinto le domande di risarcimen-

to danni presentate contro Enel Green Power.

INE ha impugnato il provvedimento di fronte alla Corte

d’Appello di Parigi che con decisione dell’8 gennaio 2013

ha confermato il lodo reso dagli arbitri.

Contenzioso Energia XXI Energias Renovaveis e Consultoria Limitada contro Enel Green Power España

Nel 1999 Energia XXI ha instaurato un procedimento ar-

bitrale contro MADE (oggi Enel Green Power) per asseriti

danni subiti a seguito della risoluzione anticipata di un

contratto di agenzia per la vendita di aerogeneratori e im-

pianti eolici in Portogallo e Brasile. Il 21 novembre 2000 il

collegio arbitrale ha stabilito che la risoluzione anticipata

da parte di MADE è illegittima e pertanto ha ordinato a

quest’ultima di pagare i seguenti importi: (i) spese legali,

(ii) la parte fissa del corrispettivo mensile per il periodo ri-

compreso tra la data del 21 luglio 1999 (data di risoluzio-

ne del contratto) e il 9 ottobre 2000 (data di scadenza del

contratto), pari a circa 50.000 euro, (iii) il lucro cessante

da determinarsi con riferimento alla mancata conclusione

di contratti per almeno 15 MW di capacità. A seguito del

lodo arbitrale sono iniziati due diversi giudizi civili:

1. il primo ricorso è stato presentato presso il Tribunal Ju-

dicial de Primera Instancia da MADE e vi si chiede l’an-

nullamento del lodo. Il giudizio è a oggi ancora pen-

dente;

2. il secondo ricorso è stato presentato il 9 maggio 2006

dinanzi al Tribunale Civile di Lisbona da Energia XXI e

vi si chiede la condanna di Enel Green Power España al

pagamento di quanto disposto dal lodo arbitrale (l’at-

tuale valutazione dei danni stabiliti dal lodo del 2000 è

quantifica da Energia XXI in 546 milioni di euro). Enel

Green Power España considera la causa infondata. Su

istanza di MADE il giudice ha sinora sospeso il presente

giudizio in attesa di definizione del primo giudizio.

Accertamento suppletivo sull’IVA nei confronti di Enel.si

Enel.si ha effettuato presso la Dogana di Piacenza, negli

anni dal 2007 al 2012, importazioni di pannelli fotovoltaici

assolvendo l’IVA mediante applicazione dell’aliquota age-

volata del 10% prevista per gli impianti di produzione di

energia elettrica da fonte fotovoltaica al n. 127 quinquies

della Tabella A - Parte Terza, allegata al decreto del Presi-

dente della Repubblica n. 633/1972.


La Dogana di Piacenza, a seguito dell’attività di revisione

delle bollette doganali d’importazione di pannelli fotovol-

taici, svolta ai sensi degli artt. 78, par. II, del Regolamento

CEE n. 2973/1992 e 11 del decreto legislativo 374/1990,

ha notificato a Enel.si n. 3 atti di irrogazioni di sanzioni IVA

nei confronti dello spedizioniere Bertola, ma contrattual-

mente posti a carico di Enel.si, per un valore complessivo

di circa complessivi 7,9 milioni di euro, contestando l’ap-

plicazione dell’aliquota IVA agevolata del 10% nel presup-

posto che il pannello fotovoltaico non possa essere consi-

derato un impianto di produzione di energia elettrica da

fonte fotovoltaica bensì un bene finito. Gli atti sono stati

tempestivamente impugnati.

L’applicazione dell’aliquota IVA al 10% è pienamente

legittimata dalla risposta favorevole resa a Enel.si nel

corso del 2008 dall’Agenzia delle Entrate – Direzione

Regionale del Lazio – all’istanza di interpello presentata

dalla società. La Direzione Regionale del Lazio ha, infatti,

espressamente confermato l’applicabilità dell’aliquota

IVA del 10%, sulla base di un accertamento tecnico reso

dal Politecnico di Milano, allegato alla detta istanza, con

il quale è stata espressamente riconosciuta al modu-

lo fotovoltaico la natura di impianto di generazione di

energia elettrica di piccola potenza e a bassa tensione.

Ulteriore conferma della correttezza dell’operato della

società è data dalle sentenze favorevoli della Commissio-

ne Tributaria Provinciale di Piacenza n. 63/01/2012 e n.

2/01/2013 che hanno rispettivamente accolto il ricorso

presentato da Enel.si avverso i primi due atti sanzionatori

notificati. Con riferimento al terzo atto è stato presentato

ricorso entro i termini e si è in attesa della data di fissazio-

ne dell’udienza.

Nel mese di aprile 2012 la Guardia di Finanza - Nucleo di

Polizia Tributaria di Roma (Sezione Dogane e IVA Intra-

comunitaria) ha aperto una verifica fiscale nei confronti

della società avente principalmente a oggetto il rispetto

della normativa in materia doganale con riferimento agli

acquisti, alle cessioni, alle importazioni e alle esporta-

zioni in ambito nazionale, UE ed extra UE per gli esercizi

2007-2012 (mese di aprile). La verifica si è conclusa con

la notifica di un verbale di constatazione il cui valore, in

termini di sanzioni riferite alle operazioni di acquisti, inter-

ni e intracomunitari, compiuti dalla società nelle annualità

2007-2012 non è agevole quantificare. La migliore stima è

pari a circa 27,7 milioni di euro. La società può proporre ri-

corso entro il termine di 60 giorni dalla notifica del relativo

atto di contestazione delle sanzioni. Nel mese di dicembre

2012 l’Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale del La-

zio – ha notificato a Enel.si il primo atto di contestazione

di sanzioni riferito al solo anno 2007 per circa 4,3 milioni

di euro, avverso il quale la società ha presentato ricorso

nel mese di gennaio 2013, tutt’ora pendente dinnanzi alla

Commissione Tributaria Provinciale di Roma.

Ciò considerato, alla luce dell’interpello e delle prime pro-

nunce favorevoli della Commissione Tributaria Provinciale

di Piacenza, il rischio di soccombenza della società allo sta-

to deve considerarsi remoto.

Contenzioso relativo a parchi eolici di Enel Green Power España in Spagna

Le autorizzazioni relative ai parchi eolici di Valdesamario,

Peña del Gato ed Espina, così come quelle relative alle

linee elettriche di alta tensione di Villameca e alle sotto-

stazioni (SET) di Ponjos a Villameca, sono state impugnate

dalla organizzazione ambientalista SEO.

Il 25 ottobre 2012 il giudice di primo grado ha accolto il

ricorso relativo al SET di Villameca. Enel Green Power ha

appellato tale sentenza e il giudizio è ora pendente in ap-

pello.

Gli altri procedimenti sono ancora pendenti in primo gra-

do.

Enelpower do Brasil

Enelpower do Brasil è parte in un giudizio amministrativo

avente a oggetto le tasse PIS/COFINS per un totale di 54

milioni di real brasiliani (pari a circa 21 milioni di euro).

Enelpower do Brasil ha impugnato l’atto di accertamento

(tax assessment) ottenendo una riduzione provvisoria del-

le tasse a 23 milioni di real brasiliani (pari a circa 9 milioni

di euro).

Il giudizio è allo stato pendente in attesa della sentenza

della autorità amministrativa di secondo grado. Una even-

tuale sentenza sfavorevole potrà essere oggetto di ulte-

riore gravame.

LDK

Nel settembre 2011 Enel.si ha convenuto in giudizio la so-

cietà LDK Solar, fornitrice di pannelli fotovoltaici, per recu-

157

perare l’importo di 7,2 milioni di dollari statunitensi a titolo

di penali contrattuali dovute per il mancato rispetto delle

consegne.

LDK nel corso del giudizio ha chiesto a sua volta un risar-

cimento di 35 milioni di dollari statunitensi a Enel.si, as-

serendo che la stessa avrebbe risolto illegittimamente il

contratto di fornitura.

Durante il giudizio tale domanda riconvenzionale è stata

poi ridotta dalla stessa LDK a 11,2 milioni di dollari statu-

nitensi.

Enel.si confida che la domanda riconvenzionale della con-

troparte debba essere rigettata per esser la risoluzione

avvenuta in modo legittimo e per l’assenza dei danni as-

seritamente vantati dalla controparte.

Il Giudice, all’udienza del 5 febbraio 2013, ha concesso

alle parti i termini del 7 marzo, 6 aprile e 24 aprile 2013

per il deposito di memorie, trattenendo la causa in riserva

sull’ammissione delle prove.

Resit Srl

La società Resit nel 2010 ha ceduto alla società Enel Green

Power il 100% delle quote della società Altomonte FV Srl,

titolare di un progetto fotovoltaico di potenza di 20 MW

nel comune di Altomonte.

Il prezzo concordato tra le parti è stato stabilito tenendo

in considerazione come base variabile la diversa capacità

per la quale l’impianto avrebbe potuto ottenere autoriz-

zazione.

Poiché il progetto venne autorizzato per una capacità in-

feriore a quella complessivamente attesa, Enel Green Po-

wer ha provveduto al pagamento dell’importo connesso

alla capacità effettiva dell’impianto.

Avendo la società Resit provveduto a impugnare il dinie-

go di autorizzazione e contemporaneamente a richiedere

nuova autorizzazione, la parte restante dell’impianto è

stata successivamente autorizzata. Per tale ragione Resit

ha chiesto a Enel Green Power il pagamento di quanto

originariamente pattuito per il caso in cui l’intero impian-

to fosse stato interamente realizzato. Enel Green Power,

pur manifestando la propria disponibilità a corrispondere

parte di tale importo, ha rilevato come nelle more dell’ot-

tenimento dell’autorizzazione fosse mutato il regime ta-

riffario e che l’impianto realizzato a seguito della nuova

autorizzazione fosse più piccolo di quello originariamente

progettato. La Società ha, dunque, chiesto di convenire su

un prezzo definitivo di acquisto più basso.

Resit, contestando le argomentazioni di Enel Green Po-

wer, ha presentato un’istanza al Tribunale di Roma, otte-

nendo un decreto ingiuntivo per il pagamento dell’impor-

to di 1,7 milioni di euro oltre le spese legali.

Enel Green Power ha proposto opposizione avverso il

decreto ingiuntivo del Tribunale di Roma contestando

per altro l’eccessività dell’importo di 1,7 milioni di euro

richiesto.

Mat B Eole v. Enel Green Power France (Francia)

Mat B Eole (in precedenza partner di Enel Green Power

France) ha citato Enel Green Power France innanzi alla

Commercial Court di Lione lamentando l’illecita risolu-

zione di un accordo di cooperazione relativo alla Haut de

Conges Wind Farm (28 MW) e chiedendo un risarcimento

danni di circa 2,5 milioni di euro. Con sentenza resa nello

scorso mese di maggio 2012, l’adita Commercial Court ha

rigettato la domanda attorea, ordinando a Mat B Eole di

trasferire a Enel Green Power France l’autorizzazione (po-

wer purchase certificate) illecitamente trattenuta, nonché

di pagare a Enel Green Power France l’importo di 435 mi-

gliaia di euro a titolo risarcitorio. Nel mese di settembre

2012 Mat B Eole ha impugnato la suddetta decisione di

primo grado innanzi alla competente Commercial Court

of Appeal. È pendente la fase istruttoria che si concluderà

in data 14 maggio 2013.

Ministério Público do Estado de Mato Grosso v. Primavera Energia SA

Il 18 gennaio 2011 il Ministério Público do Estado de Mato

Grosso ha iniziato un’azione civile pubblica contro Prima-

vera Energia lamentando danni all’ambiente derivanti

dalla carenza della predisposizione di strutture idonee

(fish ladder) alla salvaguardia della fauna presente nel fiu-

me dal quale l’impianto idroelettrico di Primavera Energia

deriva acqua.

Il Ministério Público ha chiesto un ordine inaudita altera

parte (“tutela anticipada”) per l’immediata costruzione di

una scala per i pesci o di altro simile strumento atto a tu-

telarne la sopravvivenza.


Il 1° febbraio 2011, la adita Corte ha disposto che nessuna

tutela anticipatoria potesse essere resa prima dell’instau-

razione di un necessario contraddittorio tra le parti.

Instauratosi il contradditorio, in accoglimento delle ecce-

zioni formulate da Primavera Energia, il giudizio è stato

rimesso alla giurisdizione della Corte Federale che con

decisione del 16 gennaio 2013 ha rigettato la richiesta di

emissione dell’ordine di costruzione della scala per i pe-

sci. Primavera Energia confida in una conclusione positiva

del giudizio che allo stato ha un valore di 2,5 milioni di

dollari statunitensi.

Ex soci di Prius Enerolica v. Enel Green Power España

In data 25 agosto 2006 gli ex soci di Prius Enerolica ed

EUFER (oggi Enel Green Power España) hanno sottoscritto

un contratto di compravendita del 100% delle quote de-

tenute dai venditori nel capitale sociale di Prius Enerolica.

Successivamente, in data 14 novembre 2011 gli ex soci

di Prius Enerolica hanno promosso un giudizio arbitrale

per il risarcimento dei danni che avrebbero subito in re-

lazione al ritardato pagamento di parte del prezzo della

compravendita. L’accordo prevedeva, infatti, che il saldo

del prezzo fosse determinato sulla base di quanto previsto

contrattualmente una volta ricevuta la documentazione

ivi prevista. Il contratto prevedeva inoltre il pagamento di

una penale pari a 300.000 euro/mese per il ritardo nella

consegna di tale documentazione (necessaria per il calco-

lo del prezzo del contratto).

Il lodo arbitrale è atteso entro il primo trimestre 2013.

Enel Green Power España confida in una conclusione po-

sitiva del giudizio e ritiene comunque la somma richiesta

dalla controparte, pari a 17,5 milioni di euro, sproporzio-

nata.

Arbitrato CIS v. Enel Green Power

In data 4 agosto 2010 Enel Green Power SpA ha stipulato

un contratto di superficie avente a oggetto i lastrici solari

dei capannoni industriali siti nel Centro Ingrosso Sviluppo

Campano Gianni Nappi SpA (CIS) al fine di realizzare ed

esercire un impianto fotovoltaico.

In data 22 aprile 2011, durante la fase di realizzazione del

predetto impianto, si è sviluppato un incendio su uno dei

capannoni dove la ditta appaltatrice di Enel Green Power,

la General Membrane SpA, stava realizzando l’impianto.

Il CIS, per accertare le cause dell’incendio e per la valuta-

zione dei danni, ha promosso un accertamento tecnico

preventivo dinanzi al Tribunale di Nola.

Il consulente tecnico nominato dal Tribunale ha deposi-

tato la perizia finale nella quale ha indicato che le cause

dell’incendio sono da attribuire probabilmente a fatto

accidentale provocato dagli operai che stavano lavorando

sul capannone interessato dall’incendio. La perizia inoltre

quantifica i danni diretti subiti dal CIS in complessivi 3 mi-

lioni di euro.

In data 3 novembre 2012 il CIS ha avviato il procedimento

arbitrale previsto dall’art. 21 del contratto di superficie sti-

pulato con Enel Green Power. Con l’atto di accesso all’ar-

bitrato, il CIS ha chiesto la condanna di Enel Green Power

SpA al pagamento della somma di 5,2 milioni di euro.

Enel Green Power non ritiene di aver alcune responsabilità

nell’incendio del 22 aprile 2011 e sostiene che essa stessa

è stata danneggiata dal detto evento e di aver subíto dan-

ni che sono in corso di quantificazione e per i quali è in

corso la proposizione di domanda riconvenzionale.

Enel Green Power ritiene inoltre di essere stata ulterior-

mente danneggiata a seguito di un secondo incendio che

si è sviluppato in data 26 marzo 2012 su un altro capan-

none del CIS e di aver subíto danni che sono in corso di

quantificazione e per i quali è in corso la proposizione di

domanda riconvenzionale da parte di Enel Green Power.

159

40. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio

Entrata in esercizio di un nuovo impianto eolico in Spagna

9 gennaio 2013 - Enel Green Power España, controllata

spagnola di Enel Green Power, ha collegato alla rete l’im-

pianto eolico di Agreda in Spagna, nella Comunità Auto-

noma di Castilla y León.

Il nuovo impianto è costituito da 12 turbine per una capa-

cità installata di 18 MW e potrà produrre, a regime, circa

48 milioni di kWh l’anno, evitando l’emissione in atmosfe-

ra di 35.000 tonnellate di CO2.

La Corte d’Appello di Parigi conferma il lodo del Tribunale Arbitrale Internazionale a favore di Enel Green Power

9 gennaio 2013 - La Corte d’Appello di Parigi ha conferma-

to il lodo emesso dal Tribunale Arbitrale della ICC (Camera

di Commercio Internazionale) in merito al procedimento

arbitrale internazionale instaurato da Enel Green Power

contro Inversiones Energéticas (INE), suo partner in LaGeo,

la joint venture per lo sviluppo della geotermia in El Sal-

vador.

I giudici parigini hanno respinto l’appello di INE per l’an-

nullamento del giudizio favorevole a Enel Green Power,

confermando che tale giudizio era stato emesso al termi-

ne di un giusto processo.

La decisione della Corte d’Appello riafferma il diritto di

Enel Green Power di imputare a capitale gli investimenti

effettuati in LaGeo, mediante la sottoscrizione di azioni di

nuova emissione della stessa joint venture.

Al via nuovi impianti fotovoltaici in Grecia

30 gennaio 2013 - Enel Green Power Hellas ha messo in

esercizio 13 nuovi campi fotovoltaici con una capacità in-

stallata di 42 MW, tale da produrre a regime circa 55 mi-

lioni di kWh l’anno. Essi sono localizzati in Macedonia (15

MW), in Tracia (14 MW), in Tessaglia (10 MW) e nel sud

della Grecia (3 MW).

Contestualmente ESSE, la joint venture paritetica con

Sharp, ha messo in esercizio sei nuovi campi fotovoltaici

con una capacità installata di 15 MW, tale da produrre a

regime circa 21 milioni di kWh l’anno. Essi sono localizza-

ti in Tracia (9,8 MW), in Macedonia (3,5 MW) e nell’Epiro

(2,5 MW).

Con questi impianti la capacità solare installata a oggi dal-

la joint venture italo-giapponese sale a circa 38 MW.

L’entrata in esercizio dei nuovi impianti di entrambe le so-

cietà permetterà, a regime, la produzione di 76 milioni di

kWh a zero emissioni, evitando così l’emissione in atmo-

sfera di oltre 50.000 tonnellate di CO2 l’anno.

Entrata in esercizio di un nuovo impianto eolico in Italia

7 febbraio 2013 - Enel Green Power ha collegato alla rete

il nuovo impianto eolico di Bagaladi, in provincia di Reg-

gio Calabria. L’impianto, costituito da 33 turbine eoliche

da 0,85 MW ciascuna per una capacità installata totale di

28 MW, sarà in grado di produrre a regime oltre 50 milioni

di kWh l’anno.

Corporate governance

162 Corporate governanceEnel Green Power Bilancio consolidato 2012

Relazione sul governo societario e gli assetti proprietariSezione I: struttura di governance e assetti proprietari

Premessa

Il sistema di corporate governance di Enel Green Power

SpA (nel prosieguo anche “Enel Green Power” o la “Socie-

tà”) e del gruppo societario che a essa fa capo (nel prosie-

guo, per brevità, il “Gruppo Enel Green Power” o, più sem-

plicemente, il “Gruppo”) è conforme ai princípi contenuti

nel Codice di Autodisciplina delle società quotate (1) (nel

prosieguo, per brevità, il “Codice di Autodisciplina”), cui la

Società aderisce. L’indicato sistema di corporate governan-

ce è inoltre ispirato alle raccomandazioni formulate dalla

CONSOB in materia e, più in generale, alla best practice

internazionale.

Nel corso del mese di dicembre 2012 il Consiglio di Ammi-

nistrazione di Enel Green Power ha disposto il recepimen-

to delle raccomandazioni contenute nella edizione del

Codice di Autodisciplina pubblicata nel mese di dicembre

2011 (ed elaborata dal Comitato per la Corporate Gover-

nance promosso da ABI, ANIA, Assogestioni, Assonime,

Borsa Italiana e Confindustria), nel rispetto della tempi-

stica individuata dalla relativa disciplina transitoria. Fino a

tale momento, nel corso del 2012 il sistema di corporate

governance della Società e del Gruppo è risultato allineato

alle raccomandazioni contenute nella edizione del Codice

di Autodisciplina pubblicata nel mese di marzo 2006 (ed

elaborata dal Comitato per la Corporate Governance pro-

mosso da Borsa Italiana), nonché alle modifiche in materia

di remunerazione degli Amministratori apportate all’art. 7

del Codice stesso nel marzo 2010.

Tale sistema di governo societario risulta orientato all’o-

biettivo della creazione di valore per gli azionisti in un oriz-

zonte di medio-lungo periodo, nella consapevolezza della

rilevanza sociale delle attività in cui la Società è impegnata

e della conseguente necessità di considerare adeguata-

mente, nel relativo svolgimento, tutti gli interessi coinvolti.

Assetti proprietari

Struttura del capitale socialeIl capitale sociale della Società è costituito esclusivamen-

te da azioni ordinarie, nominative, interamente liberate

e assistite da diritto di voto nelle Assemblee sia ordinarie

sia straordinarie. Alla data del 31 dicembre 2012 (e ancora

alla data della presente relazione) il capitale sociale di Enel

Green Power sottoscritto e versato è pari a 1.000.000.000

di euro suddiviso in 5.000.000.000 di azioni con un valore

nominale di euro 0,20 ciascuna.

Dal 4 novembre 2010 le azioni della Società risultano

negoziate presso il Mercato Telematico Azionario orga-

nizzato e gestito da Borsa Italiana SpA e sui mercati rego-

lamentati spagnoli (Madrid, Barcellona, Bilbao, Valencia),

nonché sul sistema SIBE.

Partecipazioni rilevanti al capitale sociale e patti parasocialiIn base alle risultanze del libro dei soci di Enel Green Po-

wer, alle comunicazioni effettuate alla CONSOB e alle in-

formazioni a disposizione della Società, alla data della pre-

(1) Disponibile nelle sue varie edizioni sul sito internet di Borsa Italiana (all’indirizzo http://www.borsaitaliana.it).

163

sente relazione non risultano azionisti in possesso di una

partecipazione superiore al 2% del capitale della Società

all’infuori di Enel SpA (in possesso del 68,29% del capitale

sociale), né si ha conoscenza dell’esistenza di patti para-

sociali ai sensi dell’art. 122 del decreto legislativo 24 feb-

braio 1998, n. 58 (nel prosieguo anche “Testo Unico della

Finanza”) aventi a oggetto le azioni della Società.

La Società risulta, quindi, soggetta al controllo di diritto

di Enel SpA, la quale esercita sulla Società attività di dire-

zione e coordinamento ai sensi degli artt. 2497 e seguenti

del codice civile.

Limiti al trasferimento dei titoliLo statuto della Società (lo “statuto”) non prevede limiti al

trasferimento delle azioni della Società.

Titoli che conferiscono diritti speciali di controlloLa Società non ha emesso titoli che conferiscono diritti

speciali di controllo.

Partecipazione azionaria dei dipendenti: meccanismi di esercizio dei diritti di voto

Il Testo Unico della Finanza prevede regole specifiche in

materia di deleghe di voto, che derogano in parte per le

società con azioni quotate rispetto a quanto disposto al

riguardo dal codice civile e che risultano significativamen-

te modificate a seguito del recepimento nell’ordinamento

italiano della direttiva 2007/36/CE – relativa all’esercizio

di alcuni diritti degli azionisti di società con azioni quotate

– intervenuta con il decreto legislativo 27 gennaio 2010, n.

27 (“decreto legislativo 27/2010”).

In tale contesto, una disciplina specifica è apprestata per la

sollecitazione delle deleghe di voto, per tale intendendosi

la richiesta di conferimento di deleghe di voto (i) rivolta a

più di duecento azionisti su specifiche proposte di voto ov-

vero (ii) accompagnata da raccomandazioni, dichiarazioni

o altre indicazioni idonee a influenzare il voto.

Non costituisce sollecitazione, ai sensi del Testo Unico del-

la Finanza, la richiesta di conferimento di deleghe di voto

accompagnata da raccomandazioni, dichiarazioni o altre

indicazioni idonee a influenzare il voto rivolta ai propri

associati da parte di associazioni di azionisti – ivi incluse

quelle che riuniscono azionisti dipendenti – che (i) siano

costituite con scrittura privata autenticata, (ii) non eserciti-

no attività di impresa, salvo quelle direttamente strumen-

tali al raggiungimento dello scopo associativo, e (iii) siano

composte da almeno cinquanta persone fisiche ciascuna

delle quali sia proprietaria di un quantitativo di azioni non

superiore allo 0,1% del capitale sociale rappresentato da

azioni con diritto di voto.

Al contempo, il Testo Unico della Finanza continua ad au-

spicare che lo statuto delle società con azioni quotate con-

templi disposizioni intese ad agevolare l’espressione del

voto tramite delega da parte degli azionisti dipendenti,

favorendo in tal modo il relativo coinvolgimento nei pro-

cessi decisionali assembleari.

Al riguardo, nello statuto della Società si è provveduto a

introdurre una specifica disposizione (art. 10.1), la quale,

al fine di facilitare la raccolta di deleghe presso gli azio-

nisti dipendenti della Società e delle sue controllate che

risultino associati ad associazioni di azionisti rispondenti ai

requisiti previsti dalla normativa vigente in materia, preve-

de che vengano messi a disposizione delle stesse associa-

zioni, secondo i termini e le modalità di volta in volta con-

cordati con i loro legali rappresentanti, spazi da utilizzare

per la comunicazione e per lo svolgimento dell’attività di

raccolta di deleghe.

Sino alla data della presente relazione non è stata notifi-

cata alla Società la costituzione di alcuna associazione di

azionisti dipendenti.

Restrizioni al diritto di votoLo statuto sociale di Enel Green Power non prevede restri-

zioni al diritto di voto.

Deleghe ad aumentare il capitale sociale e autorizzazioni all’emissione di strumenti finanziari partecipativi ovvero all’acquisto di azioni proprie Alla data della presente relazione non sono state attribu-

ite al Consiglio di Amministrazione deleghe volte ad au-

mentare il capitale sociale ai sensi dell’art. 2443 del codice

civile, né sono state rilasciate autorizzazioni a emettere

strumenti finanziari partecipativi né all’acquisto di azioni


proprie della Società ai sensi degli artt. 2357 e seguenti

del codice civile.

Clausole di change of control e disposizioni statutarie in materia di OPA

A) Il finanziamento BEI

In data 9 dicembre 2010, al fine di sviluppare i propri inve-

stimenti in Italia per le tecnologie eolica e solare, la Società

ha concluso con la Banca Europea per gli Investimenti (nel

prosieguo “BEI”) un contratto di finanziamento per un va-

lore complessivo di 440 milioni di euro con la possibilità di

sottoscrivere un successivo contratto di finanziamento per

ulteriori 160 milioni di euro per lo sviluppo dei medesimi

progetti.

Nel mese di novembre 2012 è stato concluso il secondo

contratto di finanziamento per 160 milioni di euro.

Alla data del 31 dicembre 2012 l’importo totale dei finan-

ziamenti BEI pari a 600 milioni di euro risulta completa-

mente erogato.

Entrambi i contratti prevedono in capo a Enel Green Po-

wer l’obbligo di comunicare alla BEI eventuali mutamenti

del proprio assetto di controllo. Qualora ritenga che tali

mutamenti possano avere conseguenze negative sull’af-

fidabilità sotto il profilo finanziario di Enel Green Power,

la BEI potrà richiedere la costituzione di ulteriori garanzie,

ovvero modifiche del contratto o misure alternative da

essa ritenute soddisfacenti.

Nel caso in cui le soluzioni da essa proposte non vengano

accettate da Enel Green Power, la stessa BEI ha facoltà di

risolvere unilateralmente il contratto di finanziamento in

questione.

B) Il finanziamento BEI derivante dalla scissione di Enel Produzione

La Società è parte di un contratto di finanziamento con la

BEI per un valore iniziale di 300 milioni di euro, sottoscritto

da Enel Produzione nel 2002 e successivamente trasferito

alla Società per effetto della scissione di Enel Produzione

SpA occorsa nel dicembre 2008. La scadenza del contratto

è fissata al 15 dicembre 2016.

Tale contratto prevede l’obbligo di Enel Green Power di

comunicare alla BEI eventuali mutamenti del proprio as-

setto di controllo. Qualora ritenga che tali mutamenti pos-

sano avere conseguenze negative sull’affidabilità sotto il

profilo finanziario di Enel Green Power, la BEI potrà richie-

dere la costituzione di ulteriori garanzie, ovvero modifiche

del contratto o misure alternative da essa ritenute soddi-

sfacenti.

Nel caso in cui le soluzioni da essa proposte non vengano

accettate da Enel Green Power, la stessa BEI ha facoltà di

risolvere unilateralmente il contratto di finanziamento in

questione.

C) Contratto con EKF per il finanziamento di progetti eolici in Romania

In data 19 ottobre 2011 Enel Green Power, attraverso la

controllata Enel Green Power International BV (nel pro-

sieguo, “EGPI BV”), ha sottoscritto con la Export Credit

Agency del governo danese (nel prosieguo, “EKF”) e Ci-

tigroup, quest’ultima quale “agent” e “arranger”, un con-

tratto di finanziamento della durata di 12 anni per un


Green Power.

Il contratto prevede che, in caso di perdita di controllo da

parte di Enel SpA su Enel Green Power o EGPI BV ovvero in

caso di perdita di controllo da parte del Ministero dell’E-

conomia e delle Finanze su Enel SpA, EGPI BV (una volta

terminate le consultazioni con EKF che comunque non

possono durare più di 45 giorni) è tenuta a provvedere al

rimborso immediato del debito.

D) Contratto con EKF per il finanziamento di progetti eolici in Brasile, Nord America e Romania

Alla fine del mese di aprile 2012 Enel Green Power, at-

traverso la controllata EGPI BV, ha sottoscritto con EKF

e Citigroup, quest’ultima quale “agent” e “arranger”, un

contratto di finanziamento della durata di 12 anni per un


Green Power.




conomia e delle Finanze su Enel SpA, il lender, una volta

terminate le consultazioni con EGPI BV che possono dura-

re un massimo di 45 giorni, può richiedere, entro i cinque

giorni successivi e per iscritto, il rimborso immediato del

debito, degli interessi e di ogni altro costo maturato.

165

E) Contratto con EKF per il finanziamento di progetti eolici in Cile

Nel mese di novembre 2012 Enel Green Power, attraverso

la controllata EGPI BV, ha sottoscritto con EKF e Citigroup,

quest’ultima quale “agent” e “arranger”, un contratto di fi-

nanziamento della durata di 12 anni per un importo di 110

milioni di euro, garantito dalla stessa Enel Green Power.




conomia e delle Finanze su Enel SpA, il lender, una volta

terminate le consultazioni con EGPI BV che possono dura-

re un massimo di 45 giorni, può richiedere, entro i cinque

giorni successivi e per iscritto, il rimborso immediato del

debito, degli interessi e di ogni altro costo maturato.

F) Contratto di revolving credit facility con Enel SpA

La Società ha stipulato, con decorrenza 1° gennaio 2009,

un contratto con Enel SpA per la concessione di una linea

di credito per un valore complessivo – al 31 dicembre 2012

– pari a 2.000 milioni di euro.

Il contratto ha validità annuale ed è soggetto a tacito rin-

novo salvo disdetta entro tre mesi prima della scadenza.

Enel SpA ha facoltà di risolvere il contratto e di richiedere

il rimborso anticipato della relativa linea di credito in caso

di perdita di controllo sulla Società.

G) Contratto di loan facility agreement di EGPI BV

In data 13 luglio 2010 EGPI BV ha stipulato un contratto

con la società Enel Finance International NV per la con-

cessione da parte di quest’ultima di una linea di credito a

lungo termine, multicurrency e multirate, per un valore di

2.500 milioni di euro, con scadenza il 31 marzo 2018.


parte di Enel SpA su EGPI BV ovvero nel caso in cui si effet-

tuino fusioni o cessioni tali per cui Enel Finance Interna-

tional NV ritenga che il merito di credito di EGPI BV si sia

ridotto materialmente, EGPI BV è tenuta a provvedere al

rimborso immediato del debito.

H) Contratto di revolving facility agreement di EGPI BV

In data 1° luglio 2010, la società EGPI BV ha stipulato un

contratto con la società Enel Finance International NV per

la concessione da parte di quest’ultima di una linea di

credito a breve termine multicurrency e multirate per un

valore di 1.200 milioni di euro con scadenza annuale, rin-

novabile su richiesta di EGPI BV.


parte di Enel SpA su EGPI BV, quest’ultima sarà tenuta a

provvedere al rimborso immediato del debito.

Con riguardo alle disposizioni statutarie in materia di OPA,

si precisa che lo statuto di Enel Green Power non contiene

deroghe alla passivity rule di cui all’art. 104, commi 1 e 1

bis, del Testo Unico della Finanza e non prevede l’applica-

zione delle regole di neutralizzazione di cui all’art. 104 bis,

commi 2 e 3, del Testo Unico della Finanza.

Attività di direzione e coordinamento Enel Green Power è soggetta all’attività di direzione e

coordinamento di Enel SpA ai sensi degli artt. 2497 e se-

guenti del codice civile.

Nomina e sostituzione degli Amministratori e modificazioni statutarieLe norme che regolano la nomina e la sostituzione degli

Amministratori sono esaminate nella seconda sezione del

documento (sub “Consiglio di Amministrazione - Nomina,

sostituzione, composizione e durata in carica”).

Per quanto riguarda le norme applicabili alle modifica-

zioni dello statuto, l’Assemblea straordinaria delibera al

riguardo con le maggioranze previste dalla legge.

Come consentito dalla legge, lo statuto della Società attri-

buisce tuttavia alla competenza del Consiglio di Ammini-

strazione le deliberazioni aventi a oggetto:

> la fusione e la scissione nei casi previsti dalla legge;

> l’istituzione o la soppressione di sedi secondarie;

> l’indicazione di quali tra gli Amministratori hanno la

rappresentanza della Società;

> la riduzione del capitale sociale in caso di recesso di uno

o più soci;


> l’adeguamento dello statuto a disposizioni normative;

> il trasferimento della sede sociale nel territorio nazio-

nale.

Indennità degli Amministratori in caso di scioglimento anticipato del rapporto, ivi inclusa cessazione del rapporto a seguito di un’offerta pubblica di acquistoIl trattamento economico spettante all’Amministratore

Delegato (nonché Direttore Generale) di Enel Green Po-

wer prevede un’indennità in caso di anticipata estinzione

del rapporto di amministrazione conseguente a dimissioni

per giusta causa ovvero recesso anticipato o revoca dell’in-

carico di Amministratore Delegato senza giusta causa.

Per una puntuale descrizione della disciplina di tale in-

dennità, si rinvia a quanto indicato nella I Sezione della

Relazione sulla remunerazione approvata dal Consiglio

di Amministrazione della Società in data 2 aprile 2013 e

disponibile presso la sede sociale e sul sito internet della

Società (www.enelgreenpower.com).

Si segnala invece che non sussistono accordi con la Società

che prevedano:

> l’assegnazione o il mantenimento di benefici non mo-

netari in favore degli Amministratori che hanno cessato

il loro incarico, ovvero

> la stipula di contratti di consulenza per un periodo

successivo alla cessazione del rapporto di amministra-

zione.

Non sono inoltre previste specifiche indennità in caso di

cessazione del rapporto di lavoro di alcuno dei compo-

nenti il Consiglio di Amministrazione, ivi incluso nel caso

di un’offerta pubblica di acquisto.

Una descrizione del trattamento economico complessivo

riconosciuto ai componenti il Consiglio di Amministrazio-

ne, ai membri dei relativi Comitati, nonché al Presidente

e all’Amministratore Delegato/Direttore Generale è ripor-

tata nella prima sezione della menzionata Relazione sulle

remunerazioni della Società.

Organizzazione della Società

In conformità a quanto previsto dalla legislazione italiana

in materia di società con azioni quotate, l’organizzazione

della Società si caratterizza per la presenza:

> di un Consiglio di Amministrazione incaricato di prov-

vedere alla gestione aziendale;

> di un Collegio Sindacale chiamato a vigilare (i) circa l’os-

servanza della legge e dello statuto, nonché sul rispet-

to dei princípi di corretta amministrazione nello svol-

gimento delle attività sociali, (ii) sull’adeguatezza della

struttura organizzativa, del sistema di controllo interno

e del sistema amministrativo-contabile della Società,

nonché sull’affidabilità di quest’ultimo nel rappresen-

tare correttamente i fatti di gestione, (iii) sul processo

di informativa finanziaria, sull’efficacia dei sistemi di

controllo interno, di revisione interna e, ove applicabi-

le, di gestione del rischio, sulla revisione legale dei conti

annuali e dei conti consolidati e sull’indipendenza della

società di revisione legale, (iv) sulle modalità di concre-

ta attuazione delle regole di governo societario previ-

ste dal Codice di Autodisciplina; (v) sull’adeguatezza

delle disposizioni impartite dalla Società alle società

controllate ai sensi della disciplina in tema di comuni-

cazioni al pubblico;

> dell’Assemblea dei soci, competente a deliberare tra

l’altro – in sede ordinaria o straordinaria – in merito (i)

alla nomina e alla revoca dei componenti il Consiglio di

Amministrazione e il Collegio Sindacale e circa i relativi

compensi e responsabilità, (ii) all’approvazione del bi-

lancio e alla destinazione degli utili, (iii) all’acquisto e

alla alienazione delle azioni proprie, (iv) ai piani di azio-

nariato, (v) alle modificazioni dello statuto sociale, (vi)

all’emissione di obbligazioni convertibili.

L’incarico di revisione legale dei conti è stato conferito

dall’Assemblea dei soci, su proposta motivata del Collegio

Sindacale, a una società di revisione legale iscritta nell’ap-

posito registro, in conformità con le vigenti disposizioni.

167

Sezione II: attuazione delle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina e ulteriori informazioni


Ruolo e funzioniIl Consiglio di Amministrazione della Società riveste un

ruolo centrale nell’ambito della governance aziendale, es-

sendo riconosciuti a tale organo poteri riguardanti gli in-

dirizzi strategici, organizzativi e di controllo della Società e

del Gruppo. Tenuto conto del proprio ruolo, il Consiglio di

Amministrazione si riunisce con regolare cadenza e opera

in modo da garantire un efficace svolgimento delle pro-

prie funzioni.

In particolare, il Consiglio di Amministrazione, in base a

quanto stabilito dalla legge e a quanto previsto da proprie

specifiche deliberazioni (e, in particolare, da quella da ulti-

mo adottata il 19 dicembre 2012):

> definisce il sistema di corporate governance nell’ambito

della Società e del Gruppo e provvede alla costituzione

e alla definizione delle funzioni dei Comitati interni al

Consiglio, alla nomina dei loro componenti e all’appro-

vazione dei relativi regolamenti;

> attribuisce e revoca le deleghe all’Amministratore De-

legato, definendone contenuto, limiti ed eventuali mo-

dalità di esercizio. In base alle deleghe vigenti, l’Ammi-

nistratore Delegato è investito dei più ampi poteri per

l’amministrazione della Società, a eccezione di quelli

diversamente attribuiti dalla legge, dallo statuto ovve-

ro riservati al Consiglio di Amministrazione in base alle

deliberazioni di quest’ultimo organo e qui di seguito

descritti;

> riceve, al pari del Collegio Sindacale, una costante ed

esauriente informativa dall’Amministratore Delegato

circa l’attività svolta nell’esercizio delle deleghe, con-

suntivata su base trimestrale in un’apposita relazione,

nonché in merito alle operazioni di maggior rilievo ef-

fettuate dalla Società e dalle società del Gruppo Enel

Green Power, ivi incluse eventuali operazioni atipiche,

inusuali o con parti correlate;

> previo parere dell’apposito Comitato,

- definisce le linee di indirizzo del sistema di control-

lo interno e di gestione dei rischi della Società e del

Gruppo Enel Green Power, determinando il grado di

compatibilità di tali rischi con una gestione dell’impre-

sa coerente con gli obiettivi strategici individuati, non-

ché assicurandosi che i principali rischi aziendali siano

individuati, misurati e gestiti in modo adeguato e che

esistano i controlli necessari per monitorare l’anda-

mento della Società e del Gruppo Enel Green Power;

- valuta periodicamente l’adeguatezza del suddetto

sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

rispetto alle caratteristiche dell’impresa e al profilo di

rischio assunto, nonché la sua efficacia;

- approva con cadenza almeno annuale il piano di

lavoro predisposto dal Responsabile della Funzione

Audit, sentiti il Collegio Sindacale e l’Amministratore

incaricato del sistema di controllo interno e di gestio-

ne dei rischi;

- sentito il Collegio Sindacale, valuta i risultati esposti

dal revisore legale nella eventuale lettera di suggeri-

menti e nella relazione sulle questioni fondamentali

emerse in sede di revisione legale;

> individua al suo interno uno o più Amministratori inca-

ricati del sistema di controllo interno e di gestione dei

rischi, ai sensi del Codice di Autodisciplina per le società

quotate;

> su proposta dell’Amministratore incaricato del sistema

di controllo interno e di gestione dei rischi, d’intesa con

il Presidente del Consiglio di Amministrazione, previo

parere favorevole dell’apposito Comitato, sentito il Col-

legio Sindacale, nomina e revoca il Responsabile della

Funzione Audit, e ne definisce la remunerazione coe-

rentemente con le politiche aziendali;

> su proposta dell’Amministratore incaricato del sistema

di controllo interno e di gestione dei rischi, previo pare-

re favorevole dell’apposito Comitato, sentito il Collegio

Sindacale, assicura che il Responsabile della Funzione

Audit sia dotato delle risorse adeguate all’espletamen-

to delle proprie responsabilità;

> definisce, su proposta dell’apposito Comitato, una po-

litica per la remunerazione degli Amministratori, del

Direttore Generale e dei dirigenti con responsabilità

strategiche. In attuazione della stessa:


- determina in base alle proposte formulate dal Comi-

tato e sentito il Collegio Sindacale, la remunerazione

dell’Amministratore Delegato/Direttore Generale e

degli altri Amministratori che ricoprono particolari

cariche;

- approva i piani di incentivazione a lungo termine per

la generalità del management;

> valuta l’adeguatezza dell’assetto organizzativo, ammi-

nistrativo e contabile della Società e del Gruppo Enel

Green Power; su proposta dell’Amministratore Delega-

to approva e modifica la struttura organizzativa di base

della Società, nonché delibera sulle modifiche dell’as-

setto organizzativo generale del Gruppo Enel Green

Power;

> valuta, sulla base delle informazioni ricevute dall’Am-

ministratore Delegato, il generale andamento della

gestione della Società e del Gruppo Enel Green Power,

con particolare riguardo alle situazioni di conflitto di in-

teressi, e verifica periodicamente il conseguimento dei

risultati programmati;

> provvede alla nomina del Direttore Generale nonché al

conferimento dei relativi poteri;

> definisce la struttura societaria del Gruppo Enel Green

Power, verificandone l’adeguatezza;

> su proposta dell’Amministratore Delegato:

- definisce gli obiettivi strategici della Società e del

Gruppo Enel Green Power;

- esamina e approva il piano industriale, corredato dal

piano degli investimenti e il budget annuale della So-

cietà e del Gruppo Enel Green Power, dei quali prov-

vede a monitorare periodicamente l’attuazione; e

definisce i rischi compatibili con gli obiettivi strategici

contemplati nel piano industriale;

> esamina e approva preventivamente le operazioni della

Società e del Gruppo Enel Green Power aventi un signi-

ficativo rilievo strategico, economico, patrimoniale e

finanziario, specie se effettuate con parti correlate. In

particolare, a tale riguardo il Consiglio di Amministra-

zione delibera:

- sull’emissione di obbligazioni;

- sulla stipula di contratti di finanziamento per la So-

cietà a medio e lungo termine per un importo supe-

riore a 25 milioni di euro;

- sul rilascio di garanzie e l’erogazione di finanziamen-

ti nell’interesse di società del Gruppo Enel Green Po-

wer controllate o partecipate di importo superiore a

25 milioni di euro;

- su accordi di carattere strategico;

- sulle convenzioni (con Ministeri, enti locali ecc.) che

comportino impegni superiori a 10 milioni di euro;

- su operazioni di costituzione di società, nonché di ac-

quisizione o alienazione (anche tramite conferimen-

to) di partecipazioni societarie o di rami di azienda,

qualora si tratti di operazioni di valore superiore a 10

milioni di euro;

> formula le proposte da sottoporre all’Assemblea dei

soci e riferisce in Assemblea sull’attività svolta e pro-

grammata, adoperandosi per assicurare agli azionisti

un’adeguata informativa sugli elementi necessari per-

ché essi possano concorrere consapevolmente alle de-

cisioni di competenza assembleare;

> svolge un ruolo di indirizzo e di valutazione dell’ade-

guatezza del sistema di controllo interno e di gestio-

ne dei rischi, esercitando le prerogative individuate dal

Codice di Autodisciplina (secondo quanto indicato più

in dettaglio nella presente sezione del documento sub

“Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi”);

> approva le proposte in merito all’esercizio del diritto di

voto nelle Assemblee delle principali società controlla-

te e alla designazione dei membri degli organi ammini-

strativi e di controllo.

Si segnala, infine, che l’Assemblea degli Azionisti non ha

autorizzato in via generale e preventiva deroghe al divieto

di concorrenza previsto dall’art. 2390 del codice civile

Nomina, sostituzione, composizione e durata in carica

Secondo le previsioni dello statuto della Società, il Con-

siglio di Amministrazione si compone da sette a tredici

membri, nominati dall’Assemblea ordinaria dei soci (che

ne determina il numero entro tali limiti) per un periodo

non superiore a tre esercizi e rieleggibili alla scadenza del

mandato.

In base alla legislazione vigente, tutti gli Amministratori

devono risultare in possesso dei requisiti di onorabilità

previsti per i Sindaci di società con azioni quotate.

Lo statuto prevede, inoltre, in attuazione di quanto dispo-

sto dal Testo Unico della Finanza, che la nomina dell’inte-

ro Consiglio di Amministrazione abbia luogo secondo il

meccanismo del “voto di lista”, finalizzato a garantire una

presenza nell’organo di gestione di componenti designa-

ti dalle minoranze azionarie in misura pari ai tre decimi

degli Amministratori da eleggere con arrotondamento,

169

in caso di numero frazionario inferiore all’unità, all’unità

superiore.

Ciascuna lista deve includere almeno due candidati in

possesso dei requisiti di indipendenza stabiliti dalla legge,

menzionando distintamente tali candidati e indicando

uno di essi al primo posto della lista.

Inoltre – in attuazione delle integrazioni apportate nel

luglio del 2011 al Testo Unico della Finanza al fine di as-

sicurare l’equilibrio tra i generi nella composizione degli

organi di amministrazione e di controllo delle società con

azioni quotate, nonché alla luce delle disposizioni di at-

tuazione dettate dalla CONSOB nell’ambito del Regola-

mento Emittenti, e in base alle modifiche statutarie deli-

berate dall’Assemblea straordinaria del 27 aprile 2012 – in

occasione dei primi tre rinnovi del Consiglio di Ammini-

strazione successivi al 12 agosto 2012, le liste che presen-

tano un numero di candidati pari o superiore a tre dovran-

no includere altresì candidati di genere diverso, secondo

quanto specificamente indicato nell’avviso di convocazio-

ne dell’Assemblea.

Con riferimento alle modalità di elezione del Consiglio di

Amministrazione, le modifiche statutarie da ultimo indi-

cate contemplano poi un apposito meccanismo di “scorri-

mento” all’interno delle liste cui è previsto il ricorso qualo-

ra, a esito delle votazioni, non risulti rispettato l’equilibrio

tra i generi richiesto dalla normativa vigente.

Le liste, nelle quali i candidati devono essere elencati se-

condo un numero progressivo, possono essere presentate

dal Consiglio di Amministrazione uscente ovvero da azio-

nisti che, da soli o insieme ad altri azionisti, risultino titolari

della quota di partecipazione minima al capitale sociale

stabilita dalla CONSOB con regolamento (in concreto, in

funzione della capitalizzazione di Borsa delle azioni Enel

Green Power, attualmente la quota di partecipazione ri-

chiesta risulta pari all’1% del capitale sociale).

Le liste devono essere depositate presso la sede sociale al-

meno 25 giorni prima della data dell’Assemblea chiamata

a deliberare sulla nomina dei componenti il Consiglio di

Amministrazione; esse vengono quindi messe a disposi-

zione del pubblico a cura della Società presso la sede so-

ciale e pubblicate sul suo sito internet almeno 21 giorni

prima della data dell’Assemblea medesima, garantendo

in tal modo una procedura trasparente per la nomina del

Consiglio di Amministrazione.

Un’esauriente informativa circa le caratteristiche personali

e professionali dei candidati – accompagnata dall’indica-

zione dell’eventuale idoneità dei medesimi a qualificarsi

come indipendenti ai sensi di legge e/o del Codice di Au-

todisciplina – forma oggetto di deposito presso la sede so-

ciale, nonché di tempestiva pubblicazione sul sito internet

della Società.

Ai fini del riparto degli Amministratori da eleggere non si

tiene conto dei candidati indicati nelle liste che abbiano

ottenuto un numero di voti inferiore alla metà della per-

centuale richiesta per la presentazione delle liste stesse

(vale a dire, alla data della presente relazione, lo 0,50%

del capitale sociale).

Per la nomina di Amministratori che, per qualsiasi ragione,

non vengono eletti secondo il procedimento del “voto di

lista”, l’Assemblea delibera con le maggioranze di legge e

in modo da assicurare comunque:

> la presenza del numero necessario di Amministratori

in possesso dei requisiti di indipendenza stabiliti dalla

normativa applicabile (vale a dire la maggioranza degli

Amministratori, in considerazione dello status di Enel

Green Power di società quotata soggetta a direzione e

coordinamento di altra società quotata);

> il rispetto della normativa vigente in materia di equili-

brio tra i generi; nonché

> il principio di una proporzionale rappresentanza delle

minoranze azionarie nel Consiglio di Amministrazione.

La sostituzione degli Amministratori è regolata dalle di-

sposizioni di legge. A integrazione di quanto stabilito da

queste ultime, lo statuto dispone che:

> se uno o più degli Amministratori cessati erano stati

tratti da una lista contenente anche nominativi di can-

didati non eletti, la sostituzione viene effettuata no-

minando, secondo l’ordine progressivo, persone tratte

dalla lista cui apparteneva l’Amministratore venuto

meno e che siano tuttora eleggibili e disposte ad accet-

tare la carica;

> in ogni caso, la sostituzione degli Amministratori cessa-

ti viene effettuata da parte del Consiglio di Amministra-

zione assicurando la presenza del numero necessario di

Amministratori in possesso dei requisiti di indipenden-

za stabiliti dalla legge, nonché garantendo il rispetto

della normativa vigente in materia di equilibrio tra i

generi;

> se viene meno la maggioranza degli Amministratori

nominati dall’Assemblea, si intende dimissionario l’in-

tero Consiglio e l’Assemblea deve essere convocata

senza indugio dagli Amministratori rimasti in carica per

la ricostituzione dello stesso.

Per quanto concerne l’adozione di un piano di successio-

ne per l’unico Amministratore esecutivo, si segnala che, il

Consiglio di Amministrazione non ha proceduto a valu-


tare l’opportunità dell’adozione di detto piano alla luce

dell’imminente scadenza del proprio mandato, ivi incluso

quello dell’Amministratore Delegato.

In virtù di quanto sopra, si segnala che, alla data della Re-

lazione, la Società non ha adottato uno specifico piano

per la successione dell’Amministratore Delegato.

Si precisa che lo statuto sociale non contiene disposizio-

ni diverse da quelle previste dalla normativa vigente per

quanto riguarda le modifiche statutarie.

Si precisa inoltre che lo statuto sociale, conformemente a

quanto disposto dall’art. 2365 del codice civile, conferisce

al Consiglio di Amministrazione della Società la compe-

tenza a deliberare in merito all’adeguamento dello statu-

to medesimo a disposizioni normative.

A seguito della deliberazione dell’Assemblea ordinaria

della Società del 27 aprile 2011, il Consiglio di Ammini-

strazione in carica si compone di 10 membri.

In particolare, il 5 ottobre 2010, in data anteriore all’am-

missione a quotazione delle azioni della Società sul Mer-

cato Telematico Azionario organizzato e gestito da Bor-

sa Italiana e sulle Borse spagnole, l’Assemblea ordinaria

aveva deliberato che il Consiglio di Amministrazione fosse

composto da sette membri, per la durata in carica di tre

esercizi e, dunque, con scadenza in occasione dell’appro-

vazione del Bilancio dell’esercizio 2012. In tale occasione,

sono stati eletti Consiglieri i signori: Luigi Ferraris, Fran-

cesco Starace, Carlo Angelici, Andrea Brentan, Giovanni

Battista Lombardo, Carlo Tamburi e Luciana Tarozzi. Le

nomine effettuate in tale Assemblea sono avvenute sen-

za applicazione del meccanismo del “voto di lista” sopra

indicato. Al riguardo, si segnala che Luigi Ferraris, Fran-

cesco Starace, Andrea Brentan e Carlo Tamburi sono stati

Consiglieri di amministrazione della Società sin dalla sua

costituzione avvenuta mediante scissione parziale da Enel

Produzione SpA, con efficacia dal 1° dicembre 2008.

Successivamente, in conformità alle obbligazioni assunte

in sede di quotazione, la Società e la controllante Enel SpA,

ciascuna per quanto di propria competenza, hanno fatto

sì che il Consiglio di Amministrazione della Società fosse

integrato con tre ulteriori Amministratori indipendenti de-

signati dalle minoranze azionarie in occasione della prima

Assemblea ordinaria da tenersi dopo la quotazione.

Pertanto, il 27 aprile 2011, l’Assemblea ordinaria ha deli-

berato di aumentare da sette a 10 il numero dei membri

del Consiglio di Amministrazione e ha nominato tre suoi

nuovi componenti, di espressione delle minoranze azio-

narie, che scadranno insieme ai Consiglieri già in carica a

tale data. In tale occasione, sono stati eletti Consiglieri i

signori: Luca Anderlini, Giovanni Pietro Malagnino e Da-

niele Umberto Santosuosso. La nomina di tali Consiglieri

è avvenuta senza l’applicazione del “voto di lista” sopra

illustrato, poiché quest’ultimo, secondo quanto previsto

dall’art. 13.3, lett. d), trova applicazione solo nell’ipotesi di

rinnovo dell’intero Consiglio di Amministrazione.

Di seguito si riporta un breve profilo professionale dei

componenti del Consiglio di Amministrazione, unitamen-

te alla provenienza delle candidature dei Consiglieri no-

minati dall’Assemblea del 27 aprile 2011. Queste ultime

sono state presentate da un raggruppamento di cinque

investitori istituzionali e dalla Fondazione ENPAM.

Luigi Ferraris, Presidente - Laureato in Economia e Com-

mercio, è entrato in Enel nel 1999 come Chief Financial

Officer di Eurogen, Elettrogen e Interpower, società di ge-

nerazione destinate alla vendita nell’ambito del processo

di liberalizzazione del mercato elettrico Italiano.

Successivamente, ha ricoperto il ruolo di Responsabile Pia-

nificazione, Controllo, Amministrazione e Servizi delle Di-

visioni Infrastrutture e Reti e Mercato, Group Controller e

Direttore della Funzione Amministrazione, Pianificazione

e Controllo. Attualmente, ricopre la posizione di Direttore

della Funzione Amministrazione, Finanza e Controllo del

Gruppo Enel. Luigi Ferraris ha iniziato la sua carriera pro-

fessionale in Price Waterhouse nel 1988. In seguito ha ri-

coperto diverse posizioni manageriali in primarie aziende

industriali quali Agusta, Piaggio VE e Sasib Beverage. Tra il

1996 e il 1999 è stato Area Controller Europa di Elsag Bai-

ley Process Automation, azienda appartenente al Gruppo

Finmeccanica e quotata al NYSE.

Attualmente è inoltre Presidente di Enel Servizi ed Enel.Fac-

tor SpA, Consigliere delle società Endesa SA, Enel Distribu-

zione SpA, Enel Produzione SpA, Enel Investment Holding

BV e Fondazione Enel SpA Precedentemente è stato Con-

sigliere delle società Wind, Weather Investments, Avisio

Energia SpA, Enel Viesgo Generación SL, Electra di Viesgo

Distribución SL, Enel Energia SpA, Enel Energy Europe Srl,

Enel Rete Gas SpA, Enel.si Srl, Enel Trade SpA, Deval SpA,

CISE, Enel Capital Srl, Sfera, OGK5, Enel Ingegneria e Inno-

vazione SpA e membro del Supervisory board di Slovenské

elektrárne AS.

Tra le altre attività che svolge, è docente presso il diparti-

mento di Economia dell’Università LUISS Guido Carli, tito-

lare del corso “Strategie di Imprese”.

Francesco Starace, Amministratore Delegato e Diretto-

re Generale - Si è laureato in Ingegneria nucleare presso

171

il Politecnico di Milano. Ha ricoperto, dal 1982 al 1987,

numerosi incarichi dirigenziali in Italia, negli Stati Uniti,

in Arabia Saudita, in Egitto e negli Emirati Arabi nella so-

cietà Sae Sadelmi, parte del Gruppo General Electric. Dal

1987 al 2000 ha lavorato presso ABB e poi presso Alstom

Powers Corporation, dove è stato anche Amministratore

Delegato della società ABB Combustion Engineering Italia

e successivamente a Zurigo Direttore vendite globali e im-

pianti chiavi in mano per la divisione turbine gas. È entrato

a far parte del Gruppo Enel nel 2000 come responsabile

dell’Energy Management di Enel Produzione SpA. È stato

Direttore della Divisione Mercato dal 2005 al 2008.

Luca Anderlini, Consigliere (candidatura presentata da

investitori istituzionali) - Laureato in Scienze Statistiche e

Demografiche con indirizzo economico all’Università “La

Sapienza” di Roma, ha conseguito un dottorato e un ma-

ster in economia presso la University of Cambridge, Faculty

of Economics and Politics. Dal 2001 è professore ordinario

di Economia alla Georgetown University. Dal 1999 al 2001

è stato professore ordinario di economia alla Southam-

pton University e dal 1990 al 1999 professore associato di

Economia alla University of Cambridge, Faculty of Econo-

mics and Politics. Dal 1986 al 1999 è stato professore asso-

ciato di economia alla University of Cambridge, St. John’s

College, dal 1986 al 1988 ricercatore alla University of

Cambrige, Department of Applied Economics. Dal 2009 ri-

copre l’incarico di Direttore del programma PhD in Econo-

mics alla Georgetown University. Dal 1988 al 1989 è stato

membro del “College Council” del St. John’s College, Cam-

bridge. Ha, inoltre, ricoperto diversi incarichi accademici,

in particolare presso l’Einaudi Institute for Economics and

Finance, l’International University College, il Collegio Carlo

Alberto, l’Università LUISS Guido Carli, la London School

of Economics, la Georgetown University, la University of

Pennsylvania, Yale University nonché presso Harvard Uni-

versity. È autore di numerose pubblicazioni scientifiche e

ha partecipato a diversi progetti di ricerca in ambito in-

ternazionale. Nel triennio 2008-2010 è stato Consigliere

indipendente di Saipem SpA.

Carlo Angelici, Consigliere - Si è laureato in Giurisprudenza

all’Università “La Sapienza” di Roma nell’anno accademico

1966/67. Dal 1974 ha ricoperto, presso vari atenei italiani,

diversi incarichi di insegnamento (Diritto Bancario, Diritto

Fallimentare, Diritto Industriale, Diritto Commerciale e Di-

ritto delle Assicurazioni). Ordinario in Diritto Commerciale

dal 1983. È attualmente titolare della cattedra di Diritto

Commerciale presso la Facoltà di Giurisprudenza dell’U-

niversità di Roma “La Sapienza”. Nominato Preside della

Facoltà di Giurisprudenza presso l’Università di Roma “La

Sapienza” nel 1995, ha ricoperto tale carica fino al 2009.

Autore di numerose pubblicazioni scientifiche in materia

societaria, commerciale e delle assicurazioni. È stato anche

incaricato dell’insegnamento di Storiografia della Rivolu-

zione francese presso la Facoltà di Scienze Umanistiche

dell’Università di Roma “La Sapienza”. Ha collaborato alla

riforma del diritto societario italiano, facendo parte del-

le varie commissioni governative (commissione “Mirone”

nel 1998, commissione “Vietti” nel 2001, commissione di

coordinamento nel 2003) che si sono occupate della ma-

teria. È stato consulente giuridico del Ministero del Tesoro

nel periodo 1999-2000. Ha ricoperto le cariche di Consi-

gliere di amministrazione di Enel SpA dal 1999 al 2002,

di segretario del Consiglio di Amministrazione di Alitalia

SpA dal 2001 al 2003, di Consigliere di amministrazione di

Telecom Italia Mobile SpA dal 2004 al 2005, di Consiglie-

re di amministrazione di Stretto di Messina SpA dal 2005

al 2008, di Consigliere di amministrazione di SACE BT dal

2007 al 2010, nonché di Consigliere di amministrazione di

Pirelli & Co SpA dal 2004 al 2010.

Andrea Brentan, Consigliere - Si è laureato in Ingegneria

Meccanica presso il Politecnico di Milano e Master in Ap-

plied Science alla New York University. È stato Direttore Fi-

nanziario, Direttore Generale e Amministratore Delegato

di Sae Sadelmi, società milanese appartenente al Gruppo

ABB (1991-1999) e responsabile del business internazio-

nale delle centrali convenzionali - ALSTOM (2000-2002).

È entrato a far parte del Gruppo Enel nel novembre 2002

come responsabile delle Attività Internazionali e del Busi-

ness Development all’interno della Divisione Generazione

ed Energy Management. Al momento, è Amministratore

Delegato di Endesa SA, Vicepresidente di Enersis SA, Am-

ministratore Delegato di Enel Energy Europe Srl, Diretto-

re della Divisione Iberia e America Latina e Consigliere di

Enel Investment Holding BV.

Giovanni Battista Lombardo, Consigliere - Si è laureato

in Giurisprudenza presso l’Università di Trieste. È stato Di-

rettore di Sezione del Ministero delle Finanze, Direzione

Generale delle Imposte Dirette - Reddito d’Impresa. Dopo

le prime esperienze in un Ufficio Distrettuale e poi in un

Ispettorato Compartimentale, è stato diretto collabora-

tore del Direttore Generale pro tempore, dott. Monacchi,

occupandosi della stesura di testi legislativi, circolari e riso-


luzioni (1969-1983). Ha svolto la funzione di Responsabile

dell’Ufficio Tributario dell’ANIA (Associazione Nazionale

delle Imprese di Assicurazione), alle dirette dipendenze

del Direttore Generale (1983-1985). È stato, altresì, Re-

sponsabile del Servizio Tributario dell’IRI, poi Condirettore

Centrale capo dell’”Unità Affari Fiscali” di Gruppo; ha at-

tivamente partecipato alla realizzazione delle operazioni

straordinarie finalizzate alle privatizzazioni delle società

controllate (1985-1998). Ha ricoperto l’incarico di Respon-

sabile Tributario di Enel a partire dalla fase della societariz-

zazione e della successiva quotazione in Borsa delle azioni

della Capogruppo Enel SpA (1998-2003). Nel corso degli

anni, è stato Consigliere di Amministrazione di rilevanti

società per azioni, quali Finmeccanica (società quotata),

Cementir (società quotata), Finmare, Lloyd Triestino di

Navigazione, Terni Acciai Speciali, Sogei. Nel 1997, su de-

signazione dell’allora Ministro delle Finanze, è stato mem-

bro della Commissione Ministeriale incaricata di formula-

re i decreti di attuazione della legge 23 dicembre 1996,

n. 662, in materia di modifica organica delle imposte sui

redditi. È stato più volte docente della Scuola Centrale Tri-

butaria “E. Vanoni”. È stato membro dei comitati fiscali di

Confindustria e Assonime.

Giovanni Pietro Malagnino, Consigliere (candidatura

presentata dalla Fondazione ENPAM) - Laureato in Me-

dicina e Chirurgia nel 1978 presso l’Università di Perugia

e specializzato in Odontostomatologia nel 1980 pres-

so l’Università di Roma “La Sapienza”. Dal 1980 esercita

la libera professione di odontoiatra con pratica limitata

all’endodonzia. Dal 1983 è socio attivo della Società Ita-

liana di Endodonzia e dal 1985 dell’American Association

of Endodontics. È inoltre socio onorario dal 1987 della

Société Française d’Endodontie. È stato membro del diret-

tivo della SIE (1984-1986), membro del Consiglio di Pre-

sidenza dell’Associazione Nazionale dei Dentisti Italiani

(1986-1988), nonché Segretario Generale (1989-1991) e

Presidente Nazionale (1992-1995) dell’ANDI. Ha ricoperto

la carica di Vicepresidente del Comitato di Coordinamento

delle Società Scientifiche Odontoiatriche (1996-2000) ed

è stato membro del Comitato Centrale della Federazio-

ne Nazionale degli Ordini dei Medici e degli Odontoiatri

(1998-2000).

Dal 1997 è membro della Commissione degli esperti per

gli studi di settore presso il SOSE e dal 2002 è coordinatore

delle professioni sanitarie nella commissione degli esperti

del SOSE. Dal 2000 al 2012 è stato Vicepresidente dell’En-

te Nazionale di previdenza e Assistenza dei medici e degli

odontoiatri, dal 2012 è Vicepresidente vicario della stessa

Fondazione. Dal 2010 è Vicepresidente vicario dell’Asso-

ciazione delle Casse di Previdenza Privatizzata (ADEPP).

Daniele Umberto Santosuosso, Consigliere (candida-

tura presentata da investitori istituzionali) - Laureato in

Giurisprudenza presso l’Università “La Sapienza” di Roma

nell’anno accademico 1986/87. Dal 1993 al 1998 è stato

ricercatore universitario all’Università degli Studi di Peru-

gia e nel 1998 è divenuto professore associato di Diritto

Commerciale presso l’Università “La Sapienza” di Roma.

Dal 2000 è professore ordinario alla cattedra di Diritto

Commerciale presso l’Università “La Sapienza” di Roma,

Facoltà di Economia, dove tiene due corsi di insegnamen-

to, di Diritto Commerciale e di Diritto Commerciale Inter-

nazionale. È inoltre coordinatore del Master Universitario

di II livello di Diritto Commerciale Internazionale e com-

ponente del collegio dei docenti del Dottorato di ricerca

tra varie università consorziate in Diritto Commerciale.

Ha svolto numerose attività di visiting scholar e professor

presso varie università straniere tra cui la London School of

Economics, l’Università di Heidelberg e la School of Law of

U.C., Berkeley. È autore di volumi e saggi, nonché relazioni

a convegni anche internazionali e membro e collabora-

tore di riviste scientifiche. È fondatore e direttore respon-

sabile della “Rivista di Diritto Societario”. Collabora con il

quotidiano “Il Sole 24 Ore”. È componente e consulente di

associazioni anche di categoria e centri studi, ricerca e for-

mazione in ambito nazionale e internazionale. È compo-

nente della Commissione Studi d’Impresa per il Consiglio

Nazionale del Notariato; della Commissione diritto socie-

tario e commerciale del Consiglio dell’Ordine degli Avvo-

cati di Roma, per il quale coordina i “Seminari di diritto so-

cietario”; della Scuola del notariato “Anselmo Anselmi” di

Roma, dove insegna “Operazioni societarie straordinarie”.

Membro dal 1999 al 2002 del Consiglio di Amministrazio-

ne dell’Unità Organizzativa Interfacoltà della “Sapienza” e

attualmente membro del Comitato scientifico della “Sa-

pienza”, c.d. Comitato Spin-off, preposto alla costituzio-

ne di società di capitali aventi come scopo l’utilizzazione

imprenditoriale, in contesti innovativi, dei risultati della

ricerca universitaria e lo sviluppo di nuovi prodotti e servi-

zi. Consulente dal 1995 al 1996 del Ministro delle Poste e

Telecomunicazioni. Componente effettivo della I e della II

Commissione Governativa “Vietti” (2001-2004); del grup-

po di studio presso il comitato ministeriale permanente

per la riforma del Microcredito e della Microfinanza (dal

2005). Per incarico della CONSOB membro del tavolo di la-

173

voro per la “Regolamentazione della disciplina sulle parti

correlate” (2010) e per la “Semplificazione regolamenta-

re del mercato finanziario” (2011). È stato Consigliere di

amministrazione indipendente, Presidente del comitato di

controllo interno e del comitato remunerazioni della so-

cietà quotata Kinexia SpA. Svolge l’attività professionale

con il suo studio legale nel settore del diritto commerciale

e societario, fallimentare, dei contratti e dell’arbitrato.

Carlo Tamburi, Consigliere - Laureato in Scienze Statisti-

che presso l’Università “La Sapienza” di Roma nel 1982.

Ha ricoperto diversi incarichi negli ultimi 30 anni presso

Citibank NA, l’IRI e il Ministero dell’Economia e delle Fi-

nanze. È stato presidente di Tirrenia di Navigazione SpA

e membro del Consiglio di Amministrazione di diverse so-

cietà italiane, tra cui Finmeccanica, Enel, Wind e Alitalia.

È entrato a far parte del Gruppo Enel a livello operativo

nel 2002 ed è attualmente il Responsabile della Divisione

Internazionale.

Luciana Tarozzi, Consigliere - Ha svolto attività di carat-

tere amministrativo in Enel ai vari livelli della struttura dal

1965 al 2005. In particolare, è stata Direttore - Respon-

sabile Amministrazione Corporate dal 1997 al 2005; Re-

sponsabile del controllo di Gruppo e Reporting dal 1996

al 1997; Responsabile del Settore Pianificazione Economi-

co-Finanziaria della Direzione Amministrativa dal 1994 al

1996; Capo del Servizio Bilancio Preventivo e Budget del

Settore Pianificazione Economico-Finanziaria dal 1990

al 1994; Dirigente presso la Direzione Centrale Ammini-

strativa dal 1988 al 1990. Nel periodo 2000-2005 è stata

Consigliere di Amministrazione, senza deleghe, di alcune

società del Gruppo Enel.

Gli Amministratori sono consapevoli dei compiti e delle

responsabilità inerenti alla carica ricoperta; essi sono te-

nuti costantemente informati dalle competenti Funzioni

aziendali sulle principali novità legislative e regolamentari

concernenti la Società e l’esercizio delle proprie funzioni,

prendendo inoltre parte a iniziative volte ad accrescere la

conoscenza della realtà e delle dinamiche aziendali, così

da poter svolgere ancor più efficacemente il loro ruolo. In

particolare, nel corso del 2012 e nei primi mesi del 2013

gli Amministratori non esecutivi e i Sindaci hanno parteci-

pato a un programma di formazione organizzato da Asso-

gestioni e Assonime sui compiti e le responsabilità inerenti

alla carica di componente di organi di amministrazione e

controllo di società con azioni quotate alla luce delle no-

vità introdotte nella edizione 2011 del Codice di Autodi-

sciplina. La Società ha, peraltro, organizzato nel corso del

mese di dicembre 2012 un vertice strategico, dedicato

all’analisi e all’approfondimento da parte dei componenti

il Consiglio di Amministrazione delle strategie nei diversi

settori di attività del Gruppo.

Gli Amministratori svolgono i propri compiti con cogni-

zione di causa e in autonomia, perseguendo l’obiettivo

prioritario della creazione di valore per gli azionisti in un

orizzonte di medio-lungo periodo.

Compensi

Il compenso dei componenti il Consiglio di Amministrazio-

ne è determinato dall’Assemblea dei soci; quello aggiunti-

vo per i componenti dei Comitati con funzioni consultive

e propositive costituiti in seno al Consiglio di Amministra-

zione è fissato dal Consiglio medesimo, sentito il parere

del Collegio Sindacale; il trattamento economico com-

plessivo spettante all’Amministratore Delegato/Direttore

Generale è anch’esso determinato dal Consiglio di Ammi-

nistrazione, su proposta del Comitato per le nomine e le

remunerazioni e sentito il parere del Collegio Sindacale.

Per una compiuta descrizione della struttura e della misu-

ra dei compensi in questione per l’esercizio 2012, si rinvia

a quanto indicato nella seconda sezione della Relazione

sulla Remunerazione, approvata dal Consiglio di Ammi-

nistrazione, su proposta del Comitato per le nomine e le

remunerazioni, in data 2 aprile 2013 e disponibile presso

la sede sociale, nonché sul sito internet della Società.

Limiti al cumulo degli incarichi degli AmministratoriGli Amministratori accettano la carica e la mantengono in

quanto ritengono di potere dedicare allo svolgimento di-

ligente dei loro compiti il tempo necessario, tenuto conto

sia del numero e della qualità degli incarichi rivestiti negli

organi di amministrazione e di controllo di altre società di

rilevanti dimensioni, sia dell’impegno loro richiesto dalle

ulteriori attività lavorative e professionali svolte e dalle ca-

riche associative ricoperte.

A tale riguardo, si segnala che, nel mese di giugno 2010,

il Consiglio di Amministrazione ha approvato (e formaliz-

zato in un apposito documento, che ha formato ogget-

to di modifica e di aggiornamento nel mese di dicembre


2012) una policy in merito al numero massimo di incarichi

che i relativi componenti possono rivestire negli organi di

amministrazione e di controllo di altre società di rilevanti

dimensioni, al fine di assicurare agli interessati una dispo-

nibilità di tempo idonea a garantire un efficace espleta-

mento del ruolo da essi ricoperto nel Consiglio di Ammi-

nistrazione di Enel Green Power, che tenga conto della

relativa partecipazione ai Comitati costituiti nell’ambito

del medesimo Consiglio.

Seguendo le indicazioni fornite dal Codice di Autodisci-

plina, la menzionata policy considera a tal fine rilevanti i

soli incarichi rivestiti negli organi di amministrazione e di

controllo delle seguenti tipologie di società:

a) società con azioni quotate in mercati regolamentati,

anche esteri;

b) società, italiane o estere, con azioni non quotate in

mercati regolamentati e che operano nei settori assi-

curativo, bancario, dell’intermediazione mobiliare, del

risparmio gestito o finanziario;

c) altre società, italiane o estere, con azioni non quotate

in mercati regolamentati e che, pur operando in settori

diversi da quelli indicati alla precedente lettera b), ab-

biano un attivo patrimoniale superiore a 1.000 milioni

di euro ovvero ricavi superiori a 1.700 milioni di euro in

base all’ultimo bilancio approvato.

Nel rispetto di quanto raccomandato dal Codice di Auto-

disciplina, la policy elaborata dal Consiglio di Amministra-

zione individua, quindi, limiti differenziati al cumulo degli

incarichi (resi misurabili attraverso un sistema di “pesi”

specifici per ciascun tipo di incarico) in funzione (i) dell’im-

pegno connesso al ruolo ricoperto da ciascun Amministra-

tore tanto nell’organo gestorio di Enel Green Power (ivi

inclusa l’eventuale partecipazione nei Comitati costituiti

al suo interno) quanto negli organi di amministrazione

e di controllo di altre società di rilevanti dimensioni, non-

ché (ii) della natura delle società presso cui vengono svolti

gli altri incarichi, escludendo dal relativo computo quelli

rivestiti in società controllate ovvero partecipate da Enel

Green Power, in società che controllano Enel Green Power

o che esercitano sulla stessa l’attività di direzione e coordi-

namento ovvero in società che condividono con Enel Gre-

en Power il medesimo soggetto controllante.

In occasione delle modifiche apportate alla policy in que-

stione nel mese di dicembre 2012, è stato espressamen-

te previsto – in linea con le raccomandazioni introdotte

nell’edizione 2011 del Codice di Autodisciplina – che,

salvo diversa e motivata valutazione espressa da parte del

Consiglio di Amministrazione, l’Amministratore Delegato

di Enel Green Power non può comunque rivestire l’incari-

co di Amministratore in un’altra società di rilevanti dimen-

sioni che non appartenga al Gruppo Enel Green Power e di

cui sia principale responsabile della gestione (chief execu-

tive officer) un Amministratore di Enel Green Power.

In base alle comunicazioni effettuate dagli Amministratori

della Società nonché alle verifiche compiute dal Consiglio

di Amministrazione, da ultimo, nel mese di febbraio 2013,

è emerso che ciascuno degli Amministratori di Enel Green

Power ricopre attualmente un numero di incarichi negli

organi di amministrazione e di controllo di altre società

di rilevanti dimensioni che risulta compatibile con i limiti

posti dalla policy.

Riunioni del Consiglio di Amministrazione e ruolo del PresidenteNel corso dell’esercizio 2012 il Consiglio di Amministra-

zione ha tenuto 16 riunioni, durate in media circa 2 ore

e 15 minuti ciascuna, che hanno visto la regolare parteci-

pazione dei diversi Consiglieri e la presenza del Collegio

Sindacale. Per quanto riguarda l’esercizio 2013, sono state

programmate 13 riunioni consiliari di cui 4 già tenute.

Alle riunioni del Consiglio di Amministrazione sono rego-

larmente invitati a prendere parte i responsabili delle Fun-

zioni aziendali competenti sulle diverse materie all’ordine

del giorno, i quali provvedono a fornire gli opportuni ap-

profondimenti sugli argomenti in discussione.

Le attività del Consiglio di Amministrazione vengono co-

ordinate dal Presidente, che svolge un ruolo di impulso sul

funzionamento di tale organo. In particolare, il Presidente

convoca le riunioni consiliari, ne fissa l’ordine del giorno

e guida il relativo svolgimento, adoperandosi affinché ai

Consiglieri siano tempestivamente fornite – fatti salvi i casi

di necessità e urgenza – la documentazione e le informa-

zioni necessarie affinché il Consiglio possa esprimersi con-

sapevolmente sulle materie sottoposte al suo esame.

Al Presidente spettano i poteri previsti dalla legge e dallo

statuto, per quanto concerne il funzionamento degli or-

gani sociali (Assemblea e Consiglio di Amministrazione),

nonché la legale rappresentanza della Società e la firma

sociale. Inoltre, in base alla deliberazione consiliare del

5 ottobre 2010 (quale modificata in data 19 dicembre

2012), il Presidente verifica l’attuazione delle deliberazio-

ni del Consiglio di Amministrazione.

175

Valutazione del funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati

Nei mesi di gennaio e febbraio 2013, in linea con le più

evolute pratiche di corporate governance diffuse in Ita-

lia e all’estero e recepite dal Codice di Autodisciplina, il

Consiglio di Amministrazione, con l’assistenza di una so-

cietà specializzata nel settore non avente alcun ulteriore

rapporto professionale con Enel Green Power o con altre

società del Gruppo, ha effettuato una valutazione sul fun-

zionamento del Consiglio stesso e dei suoi Comitati, non-

ché sulla loro dimensione e composizione, tenendo anche

conto di elementi quali le caratteristiche professionali, di

esperienza, anche manageriale, e di genere dei suoi com-

ponenti, nonché della loro anzianità di carica (c.d. “board

review“).

L’analisi, condotta attraverso la compilazione di un que-

stionario da parte di ciascun Consigliere avvenuta nel

corso di interviste individuali svolte da parte della società

di consulenza, si è concentrata sui profili più qualificanti

concernenti il Consiglio stesso, quali: (i) la composizione, il

ruolo e le responsabilità di tale organo; (ii) l’organizzazio-

ne e lo svolgimento delle riunioni consiliari, i relativi flussi

informativi e i processi decisionali adottati; (iii) la compo-

sizione e il funzionamento dei Comitati costituiti in seno

al Consiglio di Amministrazione; (iv) l’adeguatezza delle

strutture organizzative che supportano i lavori del Consi-

glio di Amministrazione e dei suoi Comitati; (v) le riunioni

di induction sugli aspetti strategici e operativi più rilevanti.

Tra i punti di forza emersi dalla board review relativa all’e-

sercizio 2012, si segnalano, anzitutto, un clima di collabo-

razione e un’atmosfera di lavoro positiva; la composizione

e le dimensioni del Consiglio di Amministrazione sono ri-

tenute sostanzialmente adeguate all’esigenze della Socie-

tà; così come la frequenza e la durata delle riunioni; sono

state particolarmente apprezzate sia le sessioni di appro-

fondimento su tematiche quali rischi, strategie, esigenze

finanziarie e sostenibilità aziendale, sia la trasparenza e le

modalità attraverso cui si procede all’elaborazione e all’a-

nalisi delle strategie, nell’interesse di tutti gli azionisti. Il

supporto e gli approfondimenti sulle tematiche di mag-

giore rilievo forniti dai top manager, chiamati a interveni-

re nel corso delle riunioni consiliari, sono stati ritenuti di

grande qualità. Per quanto riguarda i Comitati costituiti

in seno al Consiglio di Amministrazione, è stato espresso

un ampio consenso in merito alla struttura e alle relative

responsabilità. Il quadro complessivo rileva soddisfazione

e apprezzamento relativamente al Consiglio di Ammini-

strazione ed evidenzia che le modalità di funzionamento

del Consiglio sono migliorate. Una maggiore consapevo-

lezza e conoscenza del business ha incoraggiato il livello

di partecipazione dei Consiglieri e migliorato la qualità del

dibattito.

Il Presidente esercita il proprio ruolo con efficacia e riscuo-

te l’apprezzamento dei Consiglieri.

Tra le aree di miglioramento evidenziate da taluni Consi-

glieri, è stata sottolineata l’opportunità di assicurare una

più tempestiva consegna della documentazione ogget-

to di esame da parte del Consiglio di Amministrazione,

nonché una più tempestiva verbalizzazione delle riunioni;

l’esigenza di analizzare e approfondire ulteriormente l’e-

voluzione normativa e regolamentare di settore nonché

l’analisi della gestione dei rischi e la necessità di migliorare

la comprensione dei fattori chiave del business.

Peraltro, tenuto conto degli esiti della board review, il

Consiglio di Amministrazione, alla luce dell’imminente

scadenza del suo mandato e in vista dell’Assemblea degli

Azionisti convocata per l’approvazione del Bilancio 2012

e il rinnovo del Consiglio medesimo, ha espresso, sulla

base delle raccomandazioni formulate dal Comitato per

le nomine e le remunerazioni, i propri orientamenti sulle

figure professionali che ritiene opportune all’interno del

Consiglio stesso. Detti orientamenti sono confluiti nella re-

lazione del Consiglio di Amministrazione dedicata al pun-

to all’ordine del giorno dell’Assemblea relativo al rinnovo

dell’organo di amministrazione.

Amministratori esecutivi e non esecutiviIl Consiglio di Amministrazione si compone di Amministra-

tori esecutivi e non esecutivi. Nel rispetto di quanto indi-

cato dal Codice di Autodisciplina, sono considerati Ammi-

nistratori esecutivi:

> l’Amministratore Delegato della Società (ovvero di so-

cietà del Gruppo Enel Green Power aventi rilevanza stra-

tegica) nonché il relativo Presidente cui siano attribuite

deleghe individuali di gestione o che abbia uno specifico

ruolo nell’elaborazione delle strategie aziendali;

> gli Amministratori che ricoprono incarichi direttivi nella

Società (ovvero in società del Gruppo Enel Green Power

aventi rilevanza strategica) ovvero presso il soggetto

controllante, quando l’incarico riguardi anche la Società.


Gli Amministratori che non rientrano in alcuna delle casi-

stiche sopra indicate sono qualificabili come non esecutivi.

In base all’analisi compiuta dal Consiglio di Amministra-

zione nel mese di ottobre 2010 e da ultimo nel mese di

febbraio 2013, tenuto conto dell’assetto dei poteri in pre-

cedenza descritto, il solo Amministratore Delegato risulta

qualificabile come Amministratore esecutivo. Pertanto, il

Presidente (Luigi Ferraris) e gli ulteriori otto Amministra-

tori attualmente in carica (Luca Anderlini, Carlo Angelici,

Andrea Brentan, Giovanni Battista Lombardo, Giovanni

Pietro Malagnino, Carlo Tamburi, Daniele Umberto Santo-

suosso e Luciana Tarozzi) risultano qualificabili come non

esecutivi.

Per quanto riguarda l’Amministratore Delegato, a quest’ul-

timo sono conferiti tutti i poteri per l’amministrazione

della Società, a eccezione di quelli diversamente attribui-

ti da disposizioni di legge e di regolamento, dallo statuto

sociale ovvero dall’assetto dei poteri emendato, da ultimo,

nel mese di dicembre 2012 al fine di recepire le nuove rac-

comandazioni del Codice di Autodisciplina, edizione 2011

(per quanto concerne le materie che in base a tale assetto

risultano riservate al Consiglio di Amministrazione, si fa rin-

vio a quanto indicato nella presente sezione del documen-

to sub “Consiglio di Amministrazione - Ruolo e funzioni”).

Il numero, la competenza, la professionalità, l’autorevo-

lezza e la disponibilità di tempo degli Amministratori non

esecutivi risultano quindi idonei a garantire che il loro

giudizio possa avere un peso significativo nell’assunzione

delle decisioni consiliari.

Gli Amministratori non esecutivi apportano le loro speci-

fiche competenze nelle discussioni consiliari, in modo da

favorire un esame degli argomenti in discussione secondo

prospettive diverse e una conseguente assunzione di deli-

berazioni meditate, consapevoli e allineate con l’interesse

sociale.

Amministratori indipendentiSulla base delle informazioni fornite dai singoli interessa-

ti o comunque a disposizione della Società, subito dopo

la nomina di ciascun Consigliere (ottobre 2010, maggio

2011 e gennaio 2012) e da ultimo nel mese di febbraio

2013, il Consiglio di Amministrazione ha attestato la sus-

sistenza dei requisiti di indipendenza contemplati dal Co-

dice di Autodisciplina in capo ai Consiglieri Luca Anderlini,

Carlo Angelici, Giovanni Battista Lombardo, Giovanni Pie-

tro Malagnino, Daniele Umberto Santosuosso e Luciana

Tarozzi.

In particolare, sono stati considerati indipendenti i Con-

siglieri che non intrattengono, né hanno di recente in-

trattenuto, neppure indirettamente, con la Società o con

soggetti legati alla Società, relazioni tali da condizionarne

attualmente l’autonomia di giudizio.

La procedura seguita al riguardo da parte del Consiglio

di Amministrazione ha preso le mosse dall’esame di un

documento informativo, nel quale sono stati riportati gli

incarichi rivestiti e i rapporti intrattenuti dai componenti

del Consiglio di Amministrazione suscettibili di assumere

rilievo ai fini della valutazione della relativa indipendenza;

a tale fase ha fatto seguito l’autovalutazione condotta da

ciascuno dei Consiglieri interessati circa la propria posizio-

ne personale, seguita dalla valutazione finale compiuta

collegialmente dal Consiglio di Amministrazione con l’a-

stensione, a rotazione, dei singoli componenti la cui posi-

zione ha formato oggetto di esame.

Nel formulare la propria valutazione circa l’indipendenza

dei Consiglieri non esecutivi, il Consiglio di Amministrazio-

ne ha tenuto conto delle fattispecie in cui, secondo il Co-

dice di Autodisciplina, devono ritenersi carenti i requisiti

di indipendenza, e ha applicato a tale riguardo il principio

della prevalenza della sostanza sulla forma indicato dallo

stesso Codice.

In occasione delle valutazioni effettuate nel mese di ot-

tobre 2010, di maggio 2011, gennaio 2012 e da ultimo

nel mese di febbraio 2013, il Consiglio di Amministrazione

ha avuto modo di accertare in capo ai sei Amministratori

sopra indicati – vale a dire Luca Anderlini, Carlo Angelici,

Giovanni Battista Lombardo, Giovanni Pietro Malagnino,

Daniele Umberto Santosuosso e Luciana Tarozzi – anche il

possesso dei requisiti di indipendenza previsti dalla legge

(in particolare dal Testo Unico della Finanza e regolamenti

attuativi) per i Sindaci di società con azioni quotate (tali

requisiti sono distintamente indicati nella Tabella 1 ripor-

tata in allegato).

Nel corso del mese di dicembre 2010, di maggio 2011, di

febbraio 2012 e nonché, da ultimo, nel mese di febbra-

io 2013, il Collegio Sindacale ha avuto modo di verifica-

re che il Consiglio di Amministrazione, nell’espletamento

delle indicate valutazioni circa l’indipendenza dei propri

componenti non esecutivi, ha correttamente applicato i

criteri indicati nel Codice di Autodisciplina, seguendo a tal

fine una procedura di accertamento trasparente, che ha

consentito al Consiglio stesso di prendere conoscenza dei

rapporti potenzialmente rilevanti ai fini della valutazione

di indipendenza.

177

Gli Amministratori indipendenti si sono riuniti, in assenza

degli altri Amministratori, nel mese di ottobre 2012; in tale

occasione, essi hanno avuto modo di valutare, tra l’altro,

l’assetto organizzativo della Società e alcuni aspetti del

recepimento del Codice di Autodisciplina, ivi inclusi i tem-

pi dell’informativa pre-consiliare e il ruolo del Consiglio di

Amministrazione sull’adozione di un piano di successione

dell’Amministratore esecutivo.

In considerazione del fatto che il Presidente del Consiglio

di Amministrazione della Società non ricopre il ruolo di

principale responsabile della gestione dell’impresa (chief

executive officer) né risulta disporre di una partecipazio-

ne di controllo nella Società, non ricorrono i presupposti

previsti dal Codice di Autodisciplina per la nomina di un

lead independent director. Inoltre, si segnala che, alla data

della presente relazione, gli Amministratori indipendenti

non si sono avvalsi della facoltà di richiedere la nomina di

un lead independent director prevista dal Codice di Auto-

disciplina per gli emittenti appartenenti al FTSE MIB.

Si fa presente che la Società, quale emittente soggetto a

direzione e coordinamento di altra società quotata, è do-

tata di un Consiglio di Amministrazione composto per la

maggioranza da Amministratori qualificabili come indi-

pendenti secondo l’accezione sopra indicata, in confor-

mità con quanto previsto dalla normativa vigente. Il ruolo

di tali Amministratori assume rilevanza sia all’interno del

Consiglio di Amministrazione sia nell’ambito dei Comitati.

Fermo restando quanto sopra, l’indipendenza di giudizio

caratterizza l’attività di tutti gli Amministratori, anche di

coloro che non siano qualificabili come tali.

Comitati

Nel mese di giugno 2010 il Consiglio di Amministrazione,

al fine di garantire un efficace svolgimento delle proprie

funzioni, ha istituito nel proprio ambito un Comitato per

le remunerazioni e un Comitato per il controllo interno,

dotati di funzioni consultive e propositive e incaricati di

trattare tematiche delicate e fonte di possibili conflitti di

interesse. Il Comitato per il controllo interno agisce anche

in qualità di Comitato parti correlate. In linea con le rac-

comandazioni introdotte nell’edizione 2011 del Codice

di Autodisciplina, nel mese di dicembre 2012, il Consiglio

di Amministrazione ha modificato le competenze di en-

trambi i Comitati, nonché la loro denominazione rispet-

tivamente in Comitato per le nomine e le remunerazioni

e Comitato controllo e rischi; in tale contesto, inoltre, ha

mantenuto in capo a quest’ultimo anche le funzioni di Co-

mitato parti correlate.

In conformità con quanto previsto dalla normativa vigen-

te, tali Comitati sono composti esclusivamente da Ammi-

nistratori indipendenti nominati da parte del Consiglio di

Amministrazione, che individua tra di essi un presidente e

provvede inoltre a determinare con apposita deliberazio-

ne i compiti dei Comitati stessi.

Nel mese di giugno 2010 il Consiglio di Amministrazio-

ne ha approvato appositi regolamenti organizzativi che

disciplinano la composizione, i compiti e le modalità di

funzionamento di ciascun Comitato. Successivamente, nel

mese di dicembre 2011, il Consiglio di Amministrazione

ha approvato alcune modifiche al Regolamento organiz-

zativo dell’allora Comitato per le remunerazioni (ora Co-

mitato per le nomine e le remunerazioni), al fine di ade-

guare quest’ultimo alle modifiche dell’art. 7 del Codice

di Autodisciplina introdotte nel marzo 2010. Infine, nel

mese di dicembre 2012, il Consiglio di Amministrazione

ha apportato ai regolamenti di entrambi i Comitati nuove

modifiche volte, tra l’altro, a recepire le raccomandazioni

introdotte nell’edizione 2011 del Codice di Autodisciplina.

Sulla base degli attuali regolamenti organizzativi, i Comi-

tati, nello svolgimento delle proprie funzioni hanno fa-

coltà di accesso alle informazioni e alle funzioni aziendali

necessarie per lo svolgimento dei rispettivi compiti e pos-

sono avvalersi di consulenti esterni a spese della Società,

nei limiti del budget approvato dal Consiglio di Ammini-

strazione. A tale ultimo riguardo, si segnala che il Comi-

tato per le nomine e le remunerazioni, qualora intenda

avvalersi dei servizi di un consulente al fine di ottenere in-

formazioni sulle pratiche di mercato in materia di politiche

retributive, verifica preventivamente che tale consulente

non si trovi in situazioni suscettibili di comprometterne in

concreto l’indipendenza di giudizio.

Ciascun Comitato provvede alla nomina di un segretario,

scelto anche al di fuori dei propri componenti, cui è affida-

to il compito di redigere il verbale delle riunioni.

Alle riunioni di ciascun Comitato partecipa il Presidente

del Collegio Sindacale, ovvero altro Sindaco da lui desi-

gnato (dovendosi segnalare al riguardo che, a decorrere

dal mese di dicembre 2012 e in linea con le raccomanda-

zioni introdotte nella edizione del Codice di Autodiscipli-

na pubblicata nel mese di dicembre 2011, anche gli altri

Sindaci effettivi hanno facoltà di intervenire), e possono

prendere parte altri componenti il Consiglio di Ammi-

nistrazione ovvero esponenti delle Funzioni aziendali o


soggetti terzi la cui presenza possa risultare di ausilio al

migliore svolgimento delle funzioni del Comitato stesso,

appositamente invitati dal rispettivo presidente. Alle riu-

nioni del Comitato per le nomine e le remunerazioni pren-

de inoltre parte, di norma, il Responsabile della Funzione

Personale e Organizzazione, così come alle riunioni del

Comitato controllo e rischi prende parte, di regola, il Re-

sponsabile della Funzione Audit.

Comitato per le nomine e le remunerazioni Il Comitato per le nomine e le remunerazioni (che, fino al

mese di dicembre 2012 ha operato con la denominazione

e le funzioni di Comitato per le remunerazioni) ha il com-

pito di assistere il Consiglio di Amministrazione con fun-

zioni istruttorie, di natura propositiva e consultiva, nelle

valutazioni e decisioni relative alla dimensione e alla com-

posizione del Consiglio stesso, nonché alla remunerazio-

ne degli Amministratori e dei dirigenti con responsabilità

strategiche.

Il compenso degli Amministratori e dei dirigenti con re-

sponsabilità strategiche è stabilito in misura sufficiente

ad attrarre, trattenere e motivare persone dotate delle

qualità professionali richieste per gestire con successo la

Società.

In tale ambito, spetta al Comitato adoperarsi affinché

la remunerazione degli Amministratori esecutivi e dei

dirigenti con responsabilità strategiche venga definita

in modo tale da allineare i loro interessi con il persegui-

mento dell’obiettivo prioritario della creazione di valore

per gli azionisti in un orizzonte di medio-lungo periodo.

In particolare, una parte significativa della remunerazione

dell’Amministratore esecutivo e dei dirigenti con respon-

sabilità strategiche è legata al raggiungimento di specifici

obiettivi di performance, anche di natura non economica,

preventivamente indicati e determinati in coerenza con le

linee guida contenute nella politica per la remunerazione.

La remunerazione degli Amministratori non esecutivi ri-

sulta commisurata all’impegno richiesto a ciascuno di essi,

tenuto conto della loro partecipazione ai Comitati. Si se-

gnala, al riguardo, che, in linea con quanto raccomandato

dal Codice di Autodisciplina, tale remunerazione non è in

alcun modo legata ai risultati economici conseguiti dalla

Società e dal Gruppo e gli Amministratori non esecutivi

non risultano destinatari di piani di incentivazione a base

azionaria.

Nessun Amministratore può prendere parte alle riunioni

del Comitato per le nomine e le remunerazioni in cui ven-

gono formulate proposte al Consiglio di Amministrazione

relative ai propri emolumenti, salvo che si tratti di propo-

ste che riguardano la generalità dei componenti i Comitati

costituiti nell’ambito del Consiglio stesso.

Al Comitato, sulla base del Regolamento organizzativo

vigente sino al 19 dicembre 2012, sono stati attribuiti i se-

guenti compiti, di natura propositiva e consultiva:

> formulare al Consiglio di Amministrazione proposte

in merito alla politica generale per la remunerazione

degli Amministratori esecutivi, degli altri Amministra-

tori investiti di particolari cariche e dei dirigenti con

responsabilità strategiche, valutando periodicamente

l’adeguatezza, la coerenza complessiva e la concreta

applicazione della politica adottata e avvalendosi delle

informazioni fornite dall’Amministratore Delegato per

quanto riguarda l’attuazione di tale politica nei riguar-

di dei dirigenti con responsabilità strategiche;

> presentare al Consiglio di Amministrazione proposte o

esprimere pareri sulla remunerazione degli Amministra-

tori esecutivi e degli altri Amministratori che ricoprono

particolari cariche, nonché sulla fissazione degli obiet-

tivi di performance correlati alla componente variabile

di tale remunerazione, provvedendo a monitorare l’ap-

plicazione delle decisioni adottate dal Consiglio stesso

e verificando, in particolare, l’effettivo raggiungimento

degli obiettivi di performance;

> esaminare preventivamente la relazione annuale sulla

remunerazione da mettere a disposizione del pubblico

in vista dell’Assemblea annuale di bilancio.

Inoltre, nell’ambito del recepimento delle nuove racco-

mandazioni dell’edizione 2011 del Codice di Autodiscipli-

na, come già illustrato, il Consiglio di Amministrazione ha

assegnato al Comitato nuove funzioni e ha modificato la

sua denominazione da Comitato per le remunerazioni in

Comitato per le nomine e le remunerazioni. Nello specifi-

co, il Comitato, oltre ad aver mantenuto nella sostanza le

competenze precedentemente assegnate:

> formula pareri al Consiglio di Amministrazione in me-

rito alla dimensione e alla composizione del Consiglio

stesso ed esprime raccomandazioni in merito alle figu-

re professionali la cui presenza all’interno del medesi-

mo Consiglio sia ritenuta opportuna;

> esprime raccomandazioni al Consiglio di Amministra-

zione in merito al numero massimo di incarichi negli

organi di amministrazione o di controllo di altre società

quotate in mercati regolamentati, di società finanzia-

179

rie, bancarie, assicurative o, comunque, di rilevanti di-

mensioni che possa essere considerato compatibile con

un efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore

della Società;

> esprime raccomandazioni al Consiglio di Amministra-

zione in merito a eventuali fattispecie problematiche

connesse all’applicazione del divieto di concorrenza

previsto a carico degli Amministratori dall’art. 2390 del

codice civile, qualora l’Assemblea, per esigenze di carat-

tere organizzativo, abbia autorizzato in via generale e

preventiva deroghe a tale divieto;

> propone al Consiglio di Amministrazione candidati alla

carica di Amministratore, tenendo conto delle segnala-

zioni eventualmente pervenute dagli azionisti:

- in caso di cooptazione, qualora occorra sostituire

Amministratori indipendenti;

- qualora, in caso di rinnovo del Consiglio di Ammini-

strazione, sia prevedibile che non vi sia la possibilità

di trarre dalle liste presentate dagli azionisti il nume-

ro di Amministratori richiesto, affinché il Consiglio

uscente possa, quindi, esprimere candidature da sot-

toporre all’Assemblea;

- qualora, in caso di rinnovo del Consiglio di Ammi-

nistrazione, il Consiglio uscente decida di avvalersi

della facoltà, prevista dall’art. 13.3 dello statuto, di

presentare una propria lista.

Il Comitato per le nomine e le remunerazioni, nell’ambito

delle proprie competenze, svolge inoltre un ruolo di pri-

mo piano nell’elaborazione e nella verifica dell’andamen-

to dei sistemi di incentivazione a lungo termine rivolti al

management, intesi quali strumenti finalizzati ad attrarre

e motivare risorse di livello ed esperienza adeguati, svi-

luppandone il senso di appartenenza e assicurandone nel

tempo una costante tensione alla creazione di valore.

Il Comitato per le nomine e le remunerazioni è attual-

mente composto dagli Amministratori indipendenti Car-

lo Angelici (con funzioni di presidente), Daniele Umberto

Santosuosso e Luca Anderlini, nominati dal Consiglio di

Amministrazione del 10 maggio 2011. Il Consigliere Luca

Anderlini risulta in possesso di un’adeguata conoscenza

ed esperienza in materia finanziaria, come accertato dal

Consiglio di Amministrazione al momento della nomina.

In precedenza, il Comitato era composto dai Consiglieri

Carlo Angelici (sempre con funzioni di presidente), Gio-

vanni Battista Lombardo e Luciana Tarozzi.

Nel corso del 2012 il Comitato ha tenuto 5 riunioni, rego-

larmente verbalizzate, caratterizzate dalla regolare par-

tecipazione dei suoi componenti (nonché del Presidente

del Collegio Sindacale) e da una durata media di 2 ore e

30 minuti ciascuna; il Comitato, inoltre ha fatto ricorso,

a spese della Società, a un consulente esterno indipen-

dente.

Nel corso del 2012 il Comitato – oltre a elaborare i con-

tenuti dei piani di incentivazione a lungo termine – si è

occupato di definire gli aspetti applicativi della compo-

nente variabile della remunerazione dell’Amministratore

Delegato, individuando in particolare gli obiettivi annuali

da assegnare all’interessato e verificando il raggiungimen-

to degli obiettivi del precedente esercizio. Nel corso del

2012, inoltre, il Comitato per le remunerazioni ha defini-

to nei primi mesi dell’anno i contenuti della politica per

la remunerazione degli Amministratori e dei dirigenti con

responsabilità strategiche riferita allo stesso 2012; tale po-

litica è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione

in data 2 aprile 2012 ed è stata, quindi, sottoposta al voto

consultivo dell’Assemblea ordinaria del 27 aprile 2012,

che ha espresso al riguardo un voto favorevole. Il Comita-

to – oltre a elaborare i contenuti del piano di incentivazio-

ne a lungo termine relativo all’esercizio 2012 e a effettua-

re una generale ricognizione dell’andamento dei piani di

incentivazione in essere – si è altresì occupato degli aspetti

applicativi della componente variabile della remunerazio-

ne dell’Amministratore Delegato/Direttore Generale, indi-

viduando in particolare gli obiettivi economico-gestionali

annuali da assegnare allo stesso e verificando il raggiungi-

mento degli obiettivi del precedente esercizio. Il Comitato

ha infine analizzato l’evoluzione della politica retributiva

concernente il management e ha avviato nell’ultima parte

dell’anno l’elaborazione della politica per la remunerazio-

ne degli Amministratori e dei Dirigenti con responsabilità

strategiche riferita al 2013, che a seguito della definizione

da parte del Comitato è stata approvata dal Consiglio di

Amministrazione in data 2 aprile 2013.

Comitato controllo e rischi Il Comitato controllo e rischi (che fino al mese di dicembre

2012 ha operato con la denominazione di Comitato per il

controllo interno e nel rispetto delle attribuzioni a quest’ul-

timo assegnate, in coerenza con le raccomandazioni della

edizione del Codice di Autodisciplina pubblicata nel mese

di marzo 2006) ha il compito di supportare, con un’ade-

guata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del

Consiglio di Amministrazione relative al sistema di control-

lo interno e di gestione dei rischi, nonché quelle relative

all’approvazione delle relazioni finanziarie periodiche.


In particolare, al Comitato controllo e rischi sono attribuiti i

seguenti compiti, di natura consultiva e propositiva (come

da ultimo definiti dal Consiglio di Amministrazione nel mese

di dicembre 2012), che hanno ampliato le attribuzioni già a

esso spettanti nella qualità di Comitato per il controllo in-

terno:

> supportare il Consiglio di Amministrazione, mediante

la formulazione di specifici pareri, nell’espletamento

dei compiti a quest’ultimo demandati dal Codice di Au-

todisciplina in materia di controllo interno e di gestione

dei rischi (si segnala che tali compiti formano oggetto

di analisi nella presente sezione del documento sub “Si-

stema di controllo interno e di gestione dei rischi”);

> valutare, unitamente al Dirigente preposto alla reda-

zione dei documenti contabili societari e sentiti i revi-

sori legali e il Collegio Sindacale, il corretto utilizzo dei

princípi contabili e la loro omogeneità ai fini della reda-

zione delle relazioni finanziarie periodiche;

> esprimere pareri su specifici aspetti inerenti alla identi-

ficazione dei principali rischi aziendali;

> esaminare le relazioni periodiche, aventi per oggetto la

valutazione del sistema di controllo interno e di gestio-

ne dei rischi, e quelle di particolare rilevanza predispo-

ste dalla Funzione Audit;

> monitorare l’autonomia, l’adeguatezza, l’efficacia e

l’efficienza della Funzione Audit;

> svolgere gli ulteriori compiti che gli vengono attribuiti

dal Consiglio di Amministrazione, con particolare rife-

rimento all’esame delle principali regole e procedure

aziendali connesse al sistema di controllo interno e di

gestione dei rischi e che risultano avere rilevanza nei

confronti degli stakeholder – con particolare riferimen-

to al modello organizzativo e gestionale predisposto ai

sensi del decreto legislativo 231/2001, al Codice Etico,

al piano “Tolleranza Zero alla Corruzione” – sottopo-

nendo tali documenti all’approvazione del Consiglio di

Amministrazione e valutando loro eventuali successive

modifiche o integrazioni;

> riferire al Consiglio di Amministrazione, almeno seme-

stralmente, in occasione dell’approvazione del bilancio

e della relazione semestrale, sull’attività svolta nonché

sull’adeguatezza del sistema di controllo interno e di

gestione dei rischi.

Il Comitato in questione può inoltre chiedere alla Fun-

zione Audit lo svolgimento di verifiche su specifiche aree

operative, dandone contestuale comunicazione al Presi-

dente del Collegio Sindacale, al Presidente del Consiglio

di Amministrazione e all’Amministratore incaricato del

sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, salvo

i casi in cui l’oggetto della richiesta di verifica verta specifi-

camente sull’attività di tali soggetti.

Nel dicembre 2010, a seguito dell’adozione da parte del-

la Società di una nuova procedura per la disciplina delle

operazioni con parti correlate ai sensi dell’art. 2391 bis

del codice civile, del regolamento adottato dalla CONSOB

con deliberazione n. 17221/2010 e successive modifiche

e integrazioni (nel prosieguo, la “Procedura”), sono state

attribuite al Comitato in questione le funzioni di Comitato

parti correlate, il cui compito è quello di esprimere parere

preventivo sulle operazioni tra la Società e una o più parti

correlate (come individuate dalla Procedura) nei termini e

alle condizioni previsti dalla Procedura stessa.

La Procedura è stata adottata nel dicembre del 2010, è en-

trata in vigore a far data dal 1° gennaio 2011 ed è stata

oggetto di modifiche nel dicembre 2012.

Il Comitato è attualmente composto dai Consiglieri in-

dipendenti Giovanni Battista Lombardo (con funzioni di

presidente), Luciana Tarozzi e Giovanni Pietro Malagnino,

nominati dal Consiglio di Amministrazione del 10 maggio

2011. In precedenza, il Comitato era costituito dai Consi-

glieri Giovanni Battista Lombardo (sempre con funzioni di

presidente), Luciana Tarozzi e Carlo Angelici, nominati dal

Consiglio di Amministrazione del 5 ottobre 2010, il quale

ha inoltre riconosciuto in capo ai Consiglieri Giovanni Bat-

tista Lombardo e Luciana Tarozzi il requisito di un’adegua-

ta esperienza in materia contabile e finanziaria.

Nel corso del 2012 il Comitato ha tenuto 13 riunioni, re-

golarmente verbalizzate, della durata media di 2 ore e 30

minuti che sono state caratterizzate dalla regolare parte-

cipazione dei suoi componenti, nonché del Presidente del

Collegio Sindacale. Tre delle riunioni del Comitato sono

state tenute nella sua qualità di Comitato parti correlate

ai sensi dalla Procedura per la disciplina delle operazioni

con parti correlate.

Nel corso del 2012 il Comitato in questione (i) si è concen-

trato anzitutto sulla valutazione del piano di lavoro elabo-

rato dal Responsabile della Funzione Audit e dei risultati

delle azioni di audit svolte nel corso dell’anno precedente;

(ii) ha effettuato una valutazione degli assetti organizzati-

vi, contabili e amministrativi nonché del controllo interno

di alcune società del Gruppo Enel Green Power ritenute

particolarmente significative; (iii) ha monitorato l’osser-

vanza del modello organizzativo e gestionale adottato ai

sensi del decreto legislativo n. 231 dell’8 giugno 2001, oc-

cupandosi anche dell’aggiornamento del modello stesso;

e (iv) ha analizzato i contenuti della edizione del Codice

181

di Autodisciplina pubblicata nel mese di dicembre 2011,

individuando quindi le modalità di recepimento da par-

te della Società delle raccomandazioni contenute in tale

documento, che sono state sottoposte all’approvazione

del Consiglio di Amministrazione nel dicembre 2012, uni-

tamente alle connesse proposte di modifica dell’assetto

dei poteri e di alcune procedure e regolamenti aziendali

in materia di governo societario.

Durante il periodo di riferimento il Comitato ha inoltre

espresso parere favorevole, per quanto di propria com-

petenza, circa l’affidamento di alcuni specifici incarichi

aggiuntivi al revisore principale di Gruppo in applicazione

dell’apposita procedura, adottata nel corso del mese di

giugno 2010, circa l’assegnazione di incarichi alle società

di revisione che operano nell’ambito del Gruppo; al riguar-

do, si segnala che detta procedura è stata sostituita da una

nuova procedura adottata dal Consiglio di Amministrazio-

ne nella riunione del 19 dicembre 2012 che non assegna

più competenze specifiche al Comitato.

Il Comitato ha valutato le segnalazioni pervenute nel cor-

so dell’esercizio 2012 in base alle previsioni del Codice

Etico, ha esaminato alcune operazioni con parti correlate

e ha formulato, per quanto di propria competenza, una

valutazione positiva circa l’adeguatezza, l’efficacia e l’ef-

fettivo funzionamento del sistema di controllo interno nel

corso dell’esercizio precedente.

Nel corso del 2012 il Comitato, nello svolgimento delle

proprie funzioni, ha inoltre tenuto alcuni incontri con i re-

sponsabili di alcune Funzioni aziendali.

Il Comitato ha poi monitorato il permanente rispetto

nell’ambito del Gruppo Enel Green Power della normativa

in materia di trasparenza contabile, di adeguatezza della

struttura organizzativa e del sistema dei controlli interni

delle società controllate costituite e regolate dalla legge

di Stati non appartenenti all’Unione Europea.

Infine, nel corso delle riunioni nella sua qualità di Comi-

tato parti correlate, il Comitato (i) ha condiviso alcune

proposte di modifica della procedura aziendale per la

disciplina delle operazioni con parti correlate e del rego-

lamento organizzativo del Comitato, essenzialmente al

fine di aggiornare i contenuti in sede di recepimento delle

raccomandazioni contenute nella edizione del Codice di

Autodisciplina pubblicata nel mese di dicembre 2011; e (ii)

ha espresso parere motivato su talune operazioni con par-

ti correlate, valutando, per ciascuna di esse, l’interesse di

Enel Green Power al compimento dell’operazione, nonché

la convenienza e la correttezza sostanziale delle relative

condizioni.

Collegio Sindacale

Secondo le previsioni di legge e dello statuto della Società,

il Collegio Sindacale si compone di tre Sindaci effettivi e

due supplenti, nominati dall’Assemblea ordinaria dei soci

per un periodo di tre esercizi e rieleggibili alla scadenza

del mandato.

Oltre a esercitare i compiti a esso assegnati dalla legge (e

indicati nella prima sezione del presente documento, sub

“Organizzazione della Società”), nel rispetto di quanto

raccomandato dal Codice di Autodisciplina il Collegio Sin-

dacale dispone:

> del potere esercitabile anche individualmente dai Sin-

daci di chiedere alla Funzione Audit della Società lo

svolgimento di verifiche su specifiche aree operative od

operazioni aziendali;

> del potere di scambiare tempestivamente con il Comi-

tato controllo e rischi le informazioni rilevanti per l’e-

spletamento dei rispettivi compiti.

In base alla legislazione vigente, i componenti il Collegio

Sindacale devono risultare in possesso dei requisiti di ono-

rabilità, professionalità e indipendenza previsti per i Sin-

daci di società con azioni quotate, integrati, quanto ai soli

requisiti di professionalità, attraverso apposite previsioni

statutarie. In base a quanto previsto dal Testo Unico della

Finanza, i limiti al cumulo degli incarichi di amministra-

zione e controllo che i componenti il Collegio Sindacale

possono assumere presso società di capitali italiane sono

stati individuati dalla CONSOB con apposito regolamento.

Analogamente a quanto disposto per il Consiglio di Am-

ministrazione – e in attuazione di quanto stabilito dal Te-

sto Unico della Finanza – lo statuto prevede che la nomina

dell’intero Collegio Sindacale abbia luogo secondo il mec-

canismo del “voto di lista”, finalizzato a garantire la pre-

senza nell’organo di controllo di un Sindaco effettivo (cui

spetta la carica di presidente) e di un Sindaco supplente

(destinato a subentrare nella carica di presidente, in caso

di cessazione anticipata del titolare dall’ufficio) designati

dalle minoranze azionarie.

Tale sistema elettivo prevede che le liste, nelle quali i can-

didati devono essere elencati secondo un numero pro-

gressivo, possano essere presentate da azionisti che, da

soli o insieme ad altri azionisti, risultino titolari della quota

di partecipazione minima al capitale sociale stabilita dalla

CONSOB con regolamento per la presentazione delle liste

di candidati per la nomina del Consiglio di Amministrazio-

ne (in concreto, in funzione della capitalizzazione di Bor-


sa delle azioni Enel Green Power, attualmente la quota di

partecipazione richiesta risulta pari all’1% del capitale so-

ciale). Inoltre – in attuazione delle integrazioni apportate

nel luglio del 2011 al Testo Unico della Finanza al fine di

assicurare l’equilibrio tra i generi nella composizione de-

gli organi di amministrazione e di controllo delle società

con azioni quotate, nonché alla luce delle disposizioni di

attuazione dettate dalla CONSOB con regolamento, e in

base alle modifiche statutarie deliberate dall’Assemblea

straordinaria del 27 aprile 2012 – in occasione dei primi

tre rinnovi del Collegio Sindacale successivi al 12 agosto

2012, le liste che presentano un numero complessivo di

candidati (tra membri effettivi e supplenti) pari o superio-

re a tre dovranno includere, tanto ai primi due posti del-

la sezione della lista relativa ai Sindaci effettivi, quanto ai

primi due posti della sezione della lista relativa ai Sindaci

supplenti, candidati di genere diverso.

Le liste devono essere depositate, a cura di chi procede

alla relativa presentazione, presso la sede sociale almeno

25 giorni prima della data dell’Assemblea chiamata a deli-

berare sulla nomina dei componenti il Collegio Sindacale

e debbano quindi essere pubblicate a cura della Società

sul proprio sito internet e messe a disposizione del pub-

blico presso la sede sociale almeno 21 giorni prima della

data dell’Assemblea medesima, accompagnate da un’e-

sauriente informativa circa le caratteristiche personali e

professionali dei candidati, garantendo in tal modo una

procedura trasparente per la nomina dell’organo di con-

trollo.

Per la nomina di Sindaci che abbia luogo al di fuori delle

ipotesi di rinnovo dell’intero Collegio Sindacale, l’Assem-

blea delibera con le maggioranze di legge e senza os-

servare il procedimento sopra previsto, ma comunque in

modo tale da assicurare (i) il rispetto del principio di rap-

presentanza delle minoranze azionarie in seno al Collegio

Sindacale; nonché (ii) il rispetto della normativa vigente in

materia di equilibrio tra i generi.

In ogni caso, i Sindaci agiscono con autonomia e indi-

pendenza anche nei confronti degli azionisti che li hanno

eletti.

Il Collegio Sindacale attualmente in carica è stato nomina-

to dall’Assemblea ordinaria del 27 aprile 2011 e rimarrà in

carica fino alla data dell’Assemblea ordinaria che sarà con-

vocata per approvare il Bilancio di esercizio al 31 dicembre

2013. Tale Collegio è composto dai Sindaci effettivi Franco

Fontana (Presidente), Giuseppe Ascoli e Leonardo Perro-

ne. I Sindaci supplenti nominati dall’Assemblea ordinaria

del 27 aprile 2011 sono Giulio Monti e Pierpaolo Singer.

Si riporta di seguito un breve profilo professionale dei

Sindaci effettivi attualmente in carica, unitamente all’in-

dicazione delle liste di relativa provenienza. Queste ultime

sono state presentate da Enel SpA (che alla data di presen-

tazione risultava titolare del 69,17% del capitale della So-

cietà) e, congiuntamente, da Fondazione ENPAM e INAR-

CASSA (che alla data di presentazione risultavano titolari,

complessivamente, dell’1,50% del capitale della Società).

Franco Fontana, Presidente (indicato dalla lista presen-

tata da Fondazione ENPAM e INARCASSA) - Laureato in

Economia e Commercio presso l’Università Cattolica di

Milano, è iscritto all’albo dei Dottori Commercialisti ed

Esperti Contabili e al registro dei Revisori Ufficiali dei conti.

Dottore Commercialista, dal 1986 ricopre il ruolo di Pro-

fessore ordinario di Economia e Gestione delle imprese

presso la Facoltà di Economia della LUISS Guido Carli. È

Direttore della LUISS Business School e, dal 1995 al 2010,

ha ricoperto l’incarico di Preside della Facoltà di Economia

della LUISS Guido Carli. Dal 1994 al 1997 è stato Presiden-

te della Cassa di Risparmio de l’Aquila. Ha ricoperto l’in-

carico di Sindaco e di Presidente del Collegio Sindacale in

diverse società italiane, alcune delle quali facenti parte di

gruppi internazionali. Dal 2001 al 2010 è stato Sindaco e

successivamente Presidente del Collegio Sindacale di Enel

SpA. È autore di numerose pubblicazioni su argomenti di

Management e Strategie delle imprese e di Organizzazio-

ne Aziendale.

Giuseppe Ascoli, Sindaco effettivo (indicato dalla lista

presentata da Enel SpA) - Nato a Roma nel 1954. Dotto-

re Commercialista e revisore contabile. Socio dello Studio

Legale - Tributario “Adonnino Ascoli & Cavasola Scamoni”,

associazione interprofessionale facente parte dell’alle-

anza internazionale CMS. Ricopre la carica di Presidente

della Commissione Consultiva per la Fiscalità Internazio-

nale del Consiglio dell’Ordine dei Dottori Commercialisti

di Roma. Ha svolto, quale consulente tecnico del Tribunale

di Roma, incarichi in materia di valutazione di aziende. Ha

svolto e svolge importanti incarichi, affidati da enti pubbli-

ci e privati, nel settore delle valutazioni aziendali nonché

nel campo della consulenza e assistenza societaria, con-

trattuale e tributaria. Ricopre la carica di Sindaco, anche

con la qualifica di Presidente del Collegio Sindacale, in

società appartenenti a gruppi nazionali e internazionali

quali: Gruppo Enel, Gruppo Ford, Groupama, Gruppo PPG,

Gruppo Alliance, Gruppo Linde, Gruppo Allergan, Grup-

po Fideuram. Ha ricoperto la carica di Amministratore nel

183

MEDIOCREDITO di Roma, anche come componente del

Comitato Esecutivo. Collabora con riviste specializzate in

materia tributaria con pubblicazioni di articoli. È docente

in corsi di specializzazione organizzati da università ovve-

ro da ordini professionali. Partecipa quale relatore a nu-

merosi convegni nazionali e internazionali.

Leonardo Perrone, Sindaco effettivo (indicato dalla lista

presentata da Enel SpA) - Laureato in Giurisprudenza pres-

so l’Università di Roma “La Sapienza” nel 1965, è avvocato

cassazionista specializzato in materia tributaria e socie-

taria nonché iscritto al registro dei Revisori Ufficiali dei

conti. Dal 1970 ha insegnato come professore incaricato

Diritto Tributario nell’Università di Macerata. Professore

ordinario di Diritto Tributario dal 1° gennaio 1976, presso

l’Università di Catania, poi di Perugia e, infine, dal 1° no-

vembre 1982 presso la Facoltà di Economia dell’Università

di Roma “La Sapienza”. È stato componente del Collegio

Sindacale e del Consiglio di Amministrazione di diverse

società ed enti, a livello nazionale, svolgenti attività finan-

ziaria e industriale. È stato membro del “Comitato Tecnico

per l’attuazione della Riforma tributaria” e del “Consiglio

Superiore delle Finanze”. Relatore in numerosi convegni

nazionali e internazionali in Italia e all’estero. Docente

per oltre 20 anni presso la Scuola Superiore di Polizia Tri-

butaria della Guardia di Finanza e docente da molti anni

al Master di Diritto Tributario presso la Scuola Superiore

dell’Economia e delle Finanze. Autore di numerose pub-

blicazioni, particolarmente in materia tributaria e societa-

ria, assiste in sede giudiziale ed extragiudiziale numerosi e

importanti clienti nazionali ed esteri.

Il compenso dei componenti effettivi del Collegio Sindaca-

le è stato fissato dall’Assemblea ordinaria degli Azionisti,

in occasione della loro nomina, in 60.000 euro lordi annui

per il Presidente del Collegio Sindacale e in 45.000 euro

lordi annui per ciascuno degli altri Sindaci effettivi, oltre

al rimborso delle spese necessarie per lo svolgimento del

relativo ufficio.

Nel corso dell’esercizio 2012 il Collegio Sindacale ha tenu-

to 15 riunioni. Le riunioni sono durate in media circa 2 ore

e 30 minuti ciascuna e hanno visto la regolare partecipa-

zione dei Sindaci effettivi.

Nel corso del mese di febbraio 2013 il Collegio Sindacale

ha verificato in capo a ciascuno dei Sindaci il possesso dei

requisiti di indipendenza previsti dal Codice di Autodisci-

plina con riferimento agli Amministratori e dall’art. 148,

comma 3, del Testo Unico della Finanza.

Il Collegio Sindacale, tra l’altro, ha vigilato sull’indipen-

denza della Società di revisione, verificando tanto il ri-

spetto delle disposizioni normative in materia, quanto la

natura e l’entità dei servizi diversi dai servizi di revisione

prestati alla Società e alle sue controllate da parte del-

la stessa Società di revisione e delle entità appartenenti

alla rete della medesima. Inoltre, il Collegio Sindacale si

è coordinato con il Comitato per il controllo interno (ora

Comitato controllo e rischi), mediante lo svolgimento di

riunioni congiunte nell’ambito delle quali è stato assicu-

rato il tempestivo scambio di informazioni rilevanti per

l’espletamento dei relativi incarichi. Il Collegio Sindacale

ha ricevuto altresì dalla Funzione Audit aggiornamenti

circa lo svolgimento di verifiche su specifiche aree ope-

rative.

Società di revisione legale dei conti

La revisione legale del bilancio di Enel Green Power e del

bilancio consolidato di Gruppo risulta affidata a Reconta

Ernst & Young SpA. L’incarico a tale Società di revisione le-

gale è stato conferito, su proposta del Collegio Sindacale,

dall’Assemblea dei soci del 27 aprile 2011, per gli esercizi

dal 2011 al 2019 e per un corrispettivo complessivo di cir-

ca 1,86 milioni di euro.

Fin dal giugno 2010, al fine di preservare l’indipenden-

za delle società di revisione che operano nell’ambito del

Gruppo, è stata formalizzata un’apposita procedura che

disciplina l’affidamento di incarichi alle società mede-

sime ovvero alle entità dei relativi network da parte di

società del Gruppo. In base alle modifiche apportate a

tale procedura nel mese di dicembre 2012, il Collegio

Sindacale esprime un preventivo parere vincolante (ov-

vero, nei casi che non pongono in alcun modo a rischio

l’indipendenza del revisore, riceve un’informativa perio-

dica) circa l’affidamento da parte di società del Gruppo

di incarichi aggiuntivi – diversi, quindi, dall’incarico prin-

cipale di revisione e per i quali non ricorrano fattispecie

di incompatibilità previste dalla legge – in favore del

revisore principale di Gruppo ovvero di entità apparte-

nenti al relativo network; l’affidamento di tali incarichi

aggiuntivi è consentito solo in determinate condizioni di

comprovata necessità (sotto il profilo legale, economico

o della qualità del servizio).


Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

Nel corso del 2012 le funzioni di Dirigente preposto alla

redazione dei documenti contabili societari di Enel Green

Power sono state svolte dal Responsabile della Funzione

Amministrazione, Finanza e Controllo della Società, nel-

la persona di Alberto de Paoli, nominato dal Consiglio di

Amministrazione, previo parere del Collegio Sindacale,

nel mese di giugno 2010 e , con effetti dalla data di inizio

delle negoziazioni delle azioni della Società sul Mercato

Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Ita-

liana SpA e sui mercati regolamentati spagnoli (Madrid,

Barcellona, Bilbao, Valencia), nonché sul sistema SIBE, il 4

novembre 2010.

A decorrere dal 1° maggio 2012 tale incarico è stato as-

sunto da Giulio Antonio Carone, il quale ha altresì ricoper-

to il ruolo di Responsabile della Funzione Amministrazio-

ne, Finanza e Controllo di Enel Green Power.

Come verificato dal Consiglio di Amministrazione, Alberto

de Paoli, per il periodo in cui ha ricoperto il suddetto inca-

rico, è stato in possesso dei requisiti di professionalità pre-

visti dallo statuto della Società; analogamente, il Consiglio

di Amministrazione ha potuto verificare il possesso di tali

requisiti anche da parte di Giulio Antonio Carone.

Compito del Dirigente preposto alla redazione dei docu-

menti contabili societari è di predisporre adeguate pro-

cedure amministrative e contabili per la formazione del

bilancio di esercizio e del bilancio consolidato, nonché di

ogni altra comunicazione di carattere finanziario.

Il Consiglio di Amministrazione verifica che tale dirigen-

te disponga di poteri e mezzi adeguati e vigila, inoltre,

sull’effettivo rispetto delle procedure amministrative e

contabili da costui predisposte.

Il dirigente in questione rilascia una dichiarazione che ac-

compagna gli atti e le comunicazioni della Società diffusi

al mercato e relativi all’informativa contabile, anche in-

frannuale, e che ne attesta la corrispondenza alle risultan-

ze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Il medesimo dirigente, unitamente all’Amministratore De-

legato, attesta, inoltre, con apposita relazione in merito

al bilancio di esercizio, al bilancio consolidato e al bilan-

cio semestrale abbreviato: (i) l’adeguatezza e l’effettiva

applicazione delle procedure amministrative e contabili

sopra indicate nel corso del periodo cui si riferiscono tali

documenti contabili; (ii) la conformità del contenuto di

tali ultimi documenti ai princípi contabili internazionali

applicabili nell’ambito dell’Unione Europea; (iii) la corri-

spondenza dei documenti medesimi alle risultanze dei

libri e delle scritture contabili e la loro idoneità a fornire

una rappresentazione veritiera e corretta della situazione

patrimoniale, economica e finanziaria della Società e del

Gruppo Enel Green Power; (iv) che la relazione sulla ge-

stione al bilancio di esercizio e al bilancio consolidato con-

tiene un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato

della gestione, nonché della situazione della Società e del

Gruppo Enel Green Power, unitamente alla descrizione dei

principali rischi e incertezze cui questi ultimi sono esposti;

(v) che la relazione intermedia sulla gestione al bilancio

semestrale abbreviato contiene un’analisi attendibile cir-

ca gli eventi di maggiore importanza verificatisi durante i

primi sei mesi dell’esercizio e la loro incidenza sul bilancio

semestrale abbreviato, unitamente a una descrizione dei

principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell’e-

sercizio e a una informativa sulle operazioni rilevanti con

parti correlate.

I contenuti della suddetta attestazione sono disciplinati

dalla CONSOB con apposito regolamento.

Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

In materia di controllo interno e di gestione dei rischi

il Gruppo è dotato di un apposito sistema, costituito

dall’insieme delle regole, delle procedure e delle strut-

ture organizzative volte a consentire l’identificazione, la

misurazione, la gestione e il monitoraggio dei principa-

li rischi aziendali. A tale sistema è affidata la missione (i)

di accertare l’adeguatezza dei diversi processi aziendali

in termini di efficacia, efficienza ed economicità, nonché

(ii) di garantire l’affidabilità e la correttezza delle scritture

contabili e la salvaguardia del patrimonio aziendale e (iii)

di assicurare la conformità degli adempimenti operativi

alle normative interne ed esterne e alle direttive e agli in-

dirizzi aziendali aventi la finalità di garantire una sana ed

efficiente gestione.

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi si

articola nell’ambito del Gruppo Enel Green Power in tre

distinte tipologie di attività:

> il “controllo di linea” (o di “primo livello”), costituito

dall’insieme delle attività di controllo che le singole

185

unità operative o società del Gruppo Enel Green Power

svolgono sui propri processi. Tali attività di controllo

sono demandate alla responsabilità primaria del mana-

gement operativo e sono considerate parte integrante

di ogni processo aziendale;

> i controlli di “secondo livello”, che sono demandati (i) al

controllo di gestione (collocato all’interno della Funzio-

ne Amministrazione, Finanza e Controllo di Enel Green

Power) per quanto riguarda il monitoraggio dell’anda-

mento economico-finanziario della Società e del Grup-

po e (ii) alla Funzione Risk Management della Società

per quanto concerne la elaborazione di policy e proce-

dure organizzative finalizzate alla gestione dei princi-

pali rischi (connessi, per esempio, ai tassi di interesse, ai

tassi di cambio e al rischio commodity);

> l’internal audit, intesa come attività di verifica generale

sulla struttura e sulla funzionalità dei controlli interni,

è demandata all’apposita Funzione Audit della Socie-

tà; tale attività risulta finalizzata essenzialmente alla

identificazione e al contenimento dei rischi aziendali di

ogni natura mediante un’azione di monitoring dei con-

trolli di linea, sia in termini di adeguatezza dei controlli

medesimi sia in termini di risultati effettivamente con-

seguiti dalla relativa applicazione. L’attività in esame è

pertanto estesa a tutti i processi aziendali della Socie-

tà e delle altre società del Gruppo Enel Green Power e

ai relativi responsabili è rimessa sia l’indicazione delle

azioni correttive ritenute necessarie sia l’esecuzione di

attività di follow-up intese a verificare i risultati delle

azioni suggerite.

La responsabilità dell’adozione di un adeguato sistema di

controllo interno e di gestione dei rischi, coerente con i

modelli di riferimento e le best practice esistenti in ambito

nazionale e internazionale, compete al Consiglio di Am-

ministrazione.

In base a quanto disposto nel mese di dicembre 2012 in

sede di recepimento in ambito aziendale delle significa-

tive novità concernenti il sistema di controllo interno e di

gestione dei rischi contenute nella edizione del Codice di

Autodisciplina pubblicata nel mese di dicembre 2011, il

Consiglio di Amministrazione provvede anzitutto a indivi-

duare al proprio interno uno o più Amministratori inca-

ricati dell’istituzione e del mantenimento di un efficace

sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. In par-

ticolare, nel mese di dicembre 2012 il Consiglio di Ammi-

nistrazione ha confermato l’affidamento di tale incarico

all’Amministratore Delegato (che già svolgeva il ruolo di

unico Amministratore esecutivo incaricato di sovrintende-

re alla funzionalità del sistema di controllo interno).

Inoltre, il Consiglio di Amministrazione, previo parere del

Comitato controllo e rischi:

> definisce le linee di indirizzo del sistema di controllo in-

terno e di gestione dei rischi della Società e del Gruppo

Enel Green Power, determinando il grado di compatibi-

lità di tali rischi con una gestione dell’impresa coerente

con gli obiettivi strategici individuati, nonché assicu-

randosi che i principali rischi aziendali siano individua-

ti, misurati e gestiti in modo adeguato e che esistano

i controlli necessari per monitorare l’andamento della

Società e del Gruppo Enel Green Power. Si segnala al

riguardo che nel mese di febbraio 2013 il Consiglio di

Amministrazione, dopo avere esaminato i contenuti

di un documento di analisi predisposto dalla Funzione

Amministrazione, Finanza e Controllo della Società con

il supporto della Funzione Risk Management e avere

preso atto del parere espresso in merito dal Comitato

controllo e rischi, ha definito il grado di compatibilità

dei principali rischi afferenti alla Società e alle sue con-

trollate e connessi agli obiettivi strategici individuati

nelle linee guida del piano industriale 2013-2022 con

una gestione dell’impresa coerente con i medesimi

obiettivi;

> valuta, con cadenza almeno annuale, l’adeguatezza

del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

rispetto alle caratteristiche dell’impresa e al profilo di ri-

schio assunto, nonché la sua efficacia. Si evidenzia che,

nel mese di febbraio 2012 e, da ultimo, nel mese di feb-

braio 2013, il Consiglio di Amministrazione ha espresso

una valutazione positiva al riguardo;

> approva, con cadenza almeno annuale, il piano di lavo-

ro predisposto dal Responsabile della Funzione Audit,

sentiti il Collegio Sindacale e l’Amministratore incaricato

del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

Si segnala, al riguardo, che nel mese di febbraio 2013 il

Consiglio di Amministrazione ha approvato il piano di

audit riferito al medesimo esercizio; per quanto riguar-

da il 2012, il piano di audit è stato invece esaminato dal

Comitato per il controllo interno, coerentemente con

quanto raccomandato dalla edizione del Codice di Au-

todisciplina pubblicata nel mese di marzo 2006;

> valuta, sentito il Collegio Sindacale, i risultati esposti

dalla Società di revisione nella eventuale lettera di sug-

gerimenti (c.d. “management letter”) e nella relazione

sulle questioni fondamentali emerse in sede di revi-

sione legale. Al riguardo, si segnala che nel corso del

2012 la management letter della Società di revisione


riferita ai bilanci della Società e del Gruppo per l’eser-

cizio 2011 ha formato oggetto di valutazione da parte

del Comitato per il controllo interno, coerentemente

con quanto raccomandato dalla edizione del Codice

di Autodisciplina pubblicata nel mese di marzo 2006; a

decorrere dal 2013, tanto la management letter quan-

to la relazione sulle questioni fondamentali emerse in

sede di revisione legale formeranno invece oggetto di

valutazione da parte del Consiglio di Amministrazione,

previo parere del Comitato controllo e rischi e sentito il

Collegio Sindacale.

Il Consiglio di Amministrazione provvede, infine – su pro-

posta dell’Amministratore incaricato del sistema di con-

trollo interno e di gestione dei rischi, d’intesa con il Pre-

sidente del Consiglio di Amministrazione e previo parere

favorevole del Comitato controllo e rischi, nonché sentito

il Collegio Sindacale –, a nominare e revocare il Respon-

sabile della Funzione Audit, definendone la remunera-

zione coerentemente con le politiche aziendali. Inoltre,

su proposta dell’Amministratore incaricato del sistema di

controllo interno e di gestione dei rischi, previo parere fa-

vorevole del Comitato controllo e rischi, nonché sentito il

Collegio Sindacale, il Consiglio assicura che il Responsabi-

le della Funzione Audit sia dotato delle risorse adeguate

all’espletamento delle proprie responsabilità.

L’Amministratore esecutivo incaricato del sistema di con-

trollo interno e di gestione dei rischi provvede a sua volta:

> a curare l’identificazione dei principali rischi aziendali,

tenendo conto delle caratteristiche delle attività svol-

te dalla Società e dalle sue controllate, e a sottoporli,

quindi, periodicamente all’esame del Consiglio di Am-

ministrazione;

> a dare esecuzione alle linee di indirizzo definite dal

Consiglio di Amministrazione, curando la progettazio-

ne, realizzazione e gestione del sistema di controllo in-

terno e di gestione dei rischi e verificandone costante-

mente l’adeguatezza e l’efficacia ;

> a occuparsi dell’adattamento del sistema di controllo

interno e di gestione dei rischi alla dinamica delle con-

dizioni operative e del panorama legislativo e regola-

mentare;

> a chiedere al Responsabile della Funzione Audit lo

svolgimento di verifiche su specifiche aree operative e

sul rispetto delle regole e procedure interne nell’ese-

cuzione di operazioni aziendali, dandone contestuale

comunicazione al Presidente del Consiglio di Ammini-

strazione, al Presidente del Comitato controllo e rischi e

al Presidente del Collegio Sindacale;

> a riferire tempestivamente al Consiglio di Amministra-

zione in merito a problematiche e criticità emerse nello

svolgimento della propria attività o di cui abbia avuto

comunque notizia, affinché il Consiglio stesso possa

prendere le opportune iniziative.

Il Responsabile della Funzione Audit (il cui ruolo nel 2012

è stato svolto da Silvia Fiori), per parte sua:

> ha il compito di verificare, sia in via continuativa sia

in relazione a specifiche necessità e nel rispetto degli

standard internazionali, l’operatività e l’idoneità del

sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, at-

traverso un piano di audit approvato dal Consiglio di

Amministrazione e basato su un processo strutturato

di analisi e individuazione delle priorità dei principali

rischi;

> non è responsabile di alcuna area operativa e dipende

gerarchicamente dal Consiglio di Amministrazione. Fer-

ma restando tale dipendenza gerarchica, il Consiglio di

Amministrazione ha affidato all’Amministratore incari-

cato del sistema di controllo interno e di gestione dei

rischi il compito di gestire il rapporto funzionale del Re-

sponsabile della Funzione Audit;

> ha accesso diretto a tutte le informazioni utili per lo

svolgimento del proprio incarico;

> predispone relazioni periodiche contenenti adeguate

informazioni sulla propria attività, sulle modalità con

cui viene condotta la gestione dei rischi nonché sul

rispetto dei piani definiti per il loro contenimento. Le

relazioni periodiche contengono una valutazione sull’i-

doneità del sistema di controllo interno e di gestione

dei rischi;

> predispone tempestivamente relazioni su eventi di par-

ticolare rilevanza;

> trasmette le proprie relazioni periodiche e quelle su

eventi di particolare rilevanza ai Presidenti del Collegio

Sindacale, del Comitato controllo e rischi e del Consi-

glio di Amministrazione nonché all’Amministratore in-

caricato del sistema di controllo interno e di gestione

dei rischi;

> verifica, nell’ambito del piano di audit, l’affidabilità dei

sistemi informativi, inclusi i sistemi di rilevazione con-

tabile.

In linea con le pratiche più evolute di governance interna-

zionale, dal dicembre 2011 Enel Green Power si è dotata

di una specifica Funzione Risk Management allo scopo di

assicurare un’efficace gestione a livello di Gruppo di tutti i

rischi a impatto rilevante di carattere finanziario, operati-

187

vo, strategico e di business, nonché dei principali rischi che

possano a qualunque titolo incidere sui risultati economi-

ci, finanziari e patrimoniali del Gruppo Enel Green Power.

Tra i compiti più significativi attribuiti alla Funzione si se-

gnalano quelli di:

> identificare, analizzare, monitorare e valutare l’esposi-

zione ai rischi e le eventuali azioni di mitigazione per

tutto il Gruppo Enel Green Power;

> gestire il processo di assicurazione e i sinistri per tutte le

Aree del Gruppo.

Nel corso del 2012 la Funzione ha implementato la strut-

tura di controllo dell’esposizione al rischio creando un’uni-

tà dedicata all’analisi e monitoraggio dei rischi industriali

e rafforzando l’infrastruttura per il monitoraggio dei rischi

di natura finanziaria.

Nell’ambito della gestione dei rischi si pone il Comitato

controllo e rischi Enel Green Power che, con incontri pe-

riodici, fornisce al top management una visione integrata

dell’esposizione al rischio del Gruppo e garantisce una de-

finizione e gestione ottimale dei rischi rilevanti con uno

scenario sia attuale sia prospettico.

Il sistema di gestione dei rischi e di controllo interno sull’informativa finanziaria Il Gruppo Enel Green Power si è dotato già da alcuni anni

di un apposito sistema di controllo interno sull’informati-

va finanziaria che sovrintende la redazione del bilancio e

ha l’obiettivo di assicurare l’attendibilità dell’informativa

finanziaria e la capacità del processo di redazione del bi-

lancio di produrre l’informativa in accordo con i princípi

contabili di comunemente accettati (nel presente paragra-

fo indicato unitariamente, per brevità, come “Sistema”).

Tale Sistema, nel suo complesso, è definito come l’insieme

delle attività volte a identificare e a valutare le azioni o gli

eventi il cui verificarsi o la cui assenza possa compromettere,

parzialmente o totalmente, il raggiungimento degli obiettivi

del sistema di controllo (nel prosieguo, “Sistema di gestione

dei rischi”), integrato dalle successive attività di individuazio-

ne dei controlli e definizione delle procedure che assicurano

il raggiungimento degli obiettivi di attendibilità (2), accura-

tezza, affidabilità e tempestività dell’informativa finanziaria

(nel prosieguo, “Sistema di controllo interno”).

Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti conta-

bili societari ha adottato uno specifico corpo procedurale

– che è stato portato a conoscenza di tutto il personale

interessato – nel quale sono riportate le metodologie

adottate e le responsabilità del personale stesso nell’am-

bito delle attività di mantenimento e monitoraggio del

Sistema in questione. In particolare, il Gruppo Enel Green

Power si è dotato di una procedura descrittiva del proces-

so di valutazione del sistema di controllo interno sull’in-

formativa finanziaria, che definisce ruoli e responsabilità

nell’ambito organizzativo aziendale, prevedendo altresì

uno specifico flusso di attestazioni interne.

I controlli istituiti sono stati oggetto di monitoraggio per

verificarne sia il “disegno” (ovvero che il controllo sia po-

tenzialmente strutturato per mitigare in maniera accetta-

bile il rischio identificato) sia l’effettiva “operatività”.

Al management responsabile dei processi e dei controlli è

affidata la responsabilità di verifica periodica del Sistema.

L’articolazione del Sistema è definita coerentemente al

modello “Internal Controls - Integrated Framework” emes-

so dal Committee of Sponsoring Organizations of the Tre-

adway Commission (c.d. “COSO Report”), che prevede cin-

que componenti (ambiente di controllo, risk assessment,

attività di controllo, sistemi informativi e flussi di comu-

nicazione, attività di monitoraggio) le quali, in relazione

alle loro caratteristiche, operano a livello di entità orga-

nizzativa e a livello di processo operativo. Il COSO Report

è integrato per gli aspetti informatici dal modello “Control

Objectives for Information and related Technology” (c.d.

“COBIT”).

Il processo di controllo interno sull’informativa finanziaria,

che viene progressivamente esteso alle società di signi-

ficativa rilevanza che entrano a fare parte del Gruppo, si

articola nelle seguenti fasi:

> definizione del perimetro e individuazione dei rischi;

> valutazione del disegno e dell’operatività dei controlli

(c.d. monitoraggio “di linea”);

> monitoraggio “indipendente”;

> reporting, attestazioni interne, consolidamento e sinte-

si delle valutazioni;

> attestazione dell’Amministratore Delegato e del Diri-

gente preposto alla redazione dei documenti contabi-

li societari in merito al bilancio di esercizio, al bilancio

consolidato e al bilancio semestrale abbreviato.

Il perimetro delle società del Gruppo Enel Green Power da

(2) Per attendibilità (dell’informativa) si intende l’informativa che ha le caratteristiche di correttezza e conformità ai princípi contabili generalmente accettati e i requisiti richiesti dalle leggi e dai regolamenti applicati.


includere nella valutazione viene determinato in relazio-

ne allo specifico livello di rischio sia in termini quantitativi

(per il livello di materialità del potenziale impatto sul bi-

lancio consolidato) sia in termini qualitativi (tenuto conto

dei rischi specifici legati al business o al processo).

Per la definizione del Sistema è stato, quindi, condotto

anzitutto un risk assessment a livello di Gruppo, per indi-

viduare e valutare le azioni o gli eventi il cui verificarsi o la

cui assenza potessero compromettere il raggiungimento

degli obiettivi di controllo (per esempio, asserzioni di bi-

lancio e altri obiettivi di controllo collegati all’informativa

finanziaria). Il risk assessment è stato condotto anche con

riferimento ai rischi di frode.

I rischi sono identificati sia a livello di società o gruppi

di società (c.d. “entity level”) sia a livello di processo (c.d.

“process level”). Nel primo caso i rischi individuati sono

considerati comunque a impatto rilevante sull’informati-

va finanziaria, a prescindere dalla loro probabilità di acca-

dimento. I rischi a livello di processo sono invece valutati,

assumendo l’assenza di controlli (valutazione a livello ine-

rente), in termini di potenziale impatto e probabilità di ac-

cadimento sulla base di elementi sia qualitativi sia quanti-

tativi. In seguito all’individuazione e valutazione dei rischi,

si è proceduto con l’individuazione di controlli, finalizzati

a ridurre a un livello accettabile il rischio connesso al man-

cato raggiungimento degli obiettivi del Sistema, a livello

sia di entity sia di processo.

La struttura dei controlli a livello di entity prevede “Entity/

Company Level Controls” intesi come strumenti di controllo

definiti centralmente di comune applicazione nell’ambito

del Gruppo o di uno specifico ambito e che consentono

all’impresa controllante di indirizzare, definire e monito-

rare, seppure ad alto livello, il disegno e l’operatività del

Sistema delle imprese controllate, oppure strumenti di

controllo che operano in modo trasversale rispetto a una

singola società o Area o Country. Rientrano in questa ti-

pologia di controlli, tra l’altro, il Codice Etico, la corporate

governance, le linee guida di Gruppo.

I controlli a livello di entity sono definiti in apposite check

list, secondo le cinque componenti del COSO Report: am-

biente di controllo, risk assessment, attività di controllo,

sistemi informativi e flussi di comunicazione, attività di

monitoraggio.

La struttura dei controlli a livello di processo prevede

controlli specifici o di monitoraggio intesi come l’insieme

delle attività, manuali o automatizzate, volte a prevenire,

individuare e correggere errori o irregolarità che si verifi-

cano nel corso dello svolgimento delle attività operative.

Al fine di migliorare l’efficienza del sistema e la sua soste-

nibilità nel tempo, i controlli sono stati distinti in controlli

standard e controlli chiave (key control), intesi questi ulti-

mi come controlli decisivi ai fini della prevenzione da false

rappresentazioni in bilancio.

Nell’ambito delle società identificate come rilevanti, si è

proceduto alla definizione e valutazione dei processi a

maggior rischio e all’applicazione del cosiddetto “Top-

Down Risk-Based Approach”. In coerenza con tale approc-

cio, sono stati quindi identificati e valutati i rischi di mag-

gior impatto e i correlati controlli di carattere sia generale

sia specifico, volti a ridurre a un livello accettabile la possi-

bilità di accadimento dei suddetti rischi.

Nell’ambito del Sistema vengono individuati anche i con-

trolli pervasivi intesi come elementi strutturali del sistema

di controllo volti a definire un contesto generale che pro-

muova la corretta esecuzione e controllo delle attività ope-

rative. In particolare, sono controlli pervasivi quelli relativi

alla segregazione delle attività incompatibili (Segregation

of Duties) che mira ad assicurare che non vi sia sulla stessa

persona una concentrazione di compiti e responsabilità

che possa facilitare la realizzazione e/o l’occultamento di

frodi/errori. Laddove le attività siano svolte con il suppor-

to dei sistemi informativi, la corretta segregazione è verifi-

cata anche con riguardo ai profili e alle utenze assegnate.

Al fine di valutare l’adeguatezza del Sistema è prevista,

con cadenza semestrale, una specifica attività di monito-

raggio a cura dei gestori dei processi (ovvero dei responsa-

bili dei processi e dei controlli) volta a verificare il disegno

e l’operatività di ciascuno dei controlli individuati.

Per ciascun processo aziendale oggetto di valutazione è

mantenuta adeguata documentazione finalizzata a de-

scrivere i ruoli e le responsabilità, i flussi dei dati e delle

informazioni, nonché i controlli chiave (procedure ammi-

nistrative e contabili).

L’attività di monitoraggio indipendente, per l’esercizio

2012, è stata affidata sulla base di un contratto di service

all’Unità Audit Internal Control over Financial Reporting di

Enel SpA e, per quanto concerne specificamente Enel Gre-

en Power España SL, a una società di consulenza esterna,

in quanto i processi relativi alla stessa Enel Green Power

España SL sono stati soggetti a una nuova mappatura a

seguito dell’entrata in esercizio del nuovo sistema SAP.

I risultati del monitoraggio di linea e del monitoraggio in-

dipendente sono comunicati al Dirigente preposto alla re-

dazione dei documenti contabili societari attraverso spe-

cifici flussi informativi periodici di sintesi (reporting), che

classificano le eventuali carenze di operatività e/o disegno

189

dei controlli – ai fini del loro potenziale impatto sull’infor-

mativa finanziaria – in semplici carenze, debolezze signifi-

cative o carenze materiali.

Nel caso in cui dalle valutazioni effettuate emergano

carenze, i flussi informativi da ultimo indicati riportano

anche le eventuali azioni correttive, intraprese o da in-

traprendere, volte a consentire il raggiungimento degli

obiettivi di attendibilità, accuratezza, affidabilità e tempe-

stività dell’informativa finanziaria.

Tali flussi vengono altresì utilizzati per la periodica infor-

mativa circa l’adeguatezza del Sistema fornita dal Dirigen-

te preposto alla redazione dei documenti contabili socie-

tari nei riguardi degli organismi di controllo interno della

Società a ciò preposti.

Sulla base della reportistica sopra indicata, e tenuto con-

to delle attestazioni rilasciate dai responsabili di ciascuna

struttura aziendale interessata, il Dirigente preposto alla

redazione dei documenti contabili societari rilascia a sua

volta unitamente all’Amministratore Delegato apposita

attestazione circa l’adeguatezza e l’effettiva applicazio-

ne delle procedure amministrative e contabili predisposte

per la formazione del bilancio di esercizio, del bilancio

consolidato ovvero della relazione finanziaria semestrale

(a seconda del documento di volta in volta interessato).

Disciplina delle società controllate estere extra UE

Con riferimento all’esercizio 2012, nel mese di febbraio

2013 si è proceduto da parte del Comitato controllo e ri-

schi alla verifica dell’osservanza nell’ambito del Gruppo

Enel Green Power della disciplina in materia di trasparen-

za contabile, di adeguatezza della struttura organizzativa

e del sistema dei controlli interni delle società controllate

costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenen-

ti all’Unione Europea (le “società controllate estere extra

UE”) dettata dalla CONSOB nell’ambito del Regolamen-

to Mercati (approvato con deliberazione n. 16191 del

29 ottobre 2007, come successivamente modificata). Al

riguardo, si segnala che in base ai dati di bilancio al 31 di-

cembre 2011 e in applicazione dei parametri di significa-

tiva rilevanza ai fini del consolidamento, di cui all’art. 36,

comma 2, del Regolamento Mercati CONSOB, sono state

individuate nell’ambito del Gruppo Enel Green Power 37

società controllate estere extra UE cui la disciplina in que-

stione risulta applicabile per l’esercizio 2012. Trattasi, in

particolare, delle seguenti società:

a) Enel Fortuna SA; 2) Enel Green Power North America

Inc.; 3) Essex Company; 4) Enel Geothermal LLC; 5) Enel

Brasil Participações Ltda; 6) Renovables de Guatemala

SA; 7) Smoky Hills Wind Project II LLC; 8) Texkan Wind

LLC; 9) Enel Green Power Canada Inc.; 10) Nevkan Re-

newables LLC; 11) Enel Panama SA; 12) Enel Latin Ame-

rica (Chile) Ltda; 13) Enel Stillwater LLC; 14) Smoky Hills

Wind Farm LLC; 15) Empresa Eléctrica Panguipulli SA;

16) Hydro Development Group Inc.; 17) Empresa Eléc-

trica Puyehue SA; 18) Geotérmica del Norte SA; 19)

Snyder Wind Farm LLC; 20) Enel Kansas LLC; 21) Enel

Nevkan Inc.; 22) Enel Texkan Inc.; 23) Chi Hydroelectric

Company Inc.; 24) Enel Salt Wells LLC; 25) Primavera

Energia SA; 26) Padoma Wind Power LLC; 27) Isamu

Ikeda Energia SA; 28) Generadora de Occidente Ltda;

29) Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv; 30)

Boott Hydropower Inc.; 31) Mexicana de Hidroelectri-

cidad Mexhidro Srl de Cv; 32) Enel de Costa Rica SA; 33)

Energía Alerce Ltda; 34) Enel Cove Fort LLC; 35) Cana-

stota Wind Power LLC; 36) Apiacás Energia SA; 37) Pro-

veedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv;

b) lo Stato patrimoniale e il Conto economico del bilan-

cio 2012 di tutte le società sopra indicate, quali inseriti

nel reporting package utilizzato ai fini della redazione

del bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power,

verranno messi a disposizione del pubblico da parte

di Enel Green Power presso la sede sociale e sul sito

internet aziendale almeno 15 giorni prima della data

prevista per lo svolgimento dell’Assemblea ordinaria

convocata per l’approvazione del Bilancio civilistico re-

lativo all’esercizio 2012 della Società, contestualmente

ai prospetti riepilogativi dei dati essenziali dell’ultimo

bilancio della generalità delle società controllate e col-

legate;

c) gli statuti, la composizione e i poteri degli organi sociali

di tutte le società sopra indicate sono stati acquisiti da

parte di Enel Green Power (secondo quanto previsto

dall’art. 36, comma 1, lett. b) del Regolamento Mercati)

e sono tenuti a disposizione della CONSOB, in versione

aggiornata, ove da parte di quest’ultima fosse avanza-

ta specifica richiesta di esibizione a fini di vigilanza;

d) è stato verificato da parte di Enel Green Power che tut-

te le società sopra indicate: (i) forniscono al revisore di

Enel Green Power le informazioni necessarie al revisore

medesimo per condurre l’attività di controllo dei conti

annuali e infra-annuali della stessa Enel Green Power

(secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. c),


i) del Regolamento Mercati); (ii) dispongono di un si-

stema amministrativo-contabile idoneo a far pervenire

regolarmente alla direzione e al revisore di Enel Green

Power i dati economici, patrimoniali e finanziari neces-

sari per la redazione del bilancio consolidato del Grup-

po Enel Green Power (secondo quanto previsto dall’art.

36, comma 1, lett. c), ii) del Regolamento Mercati).

Attestazione dell’organo amministrativo circa l’esistenza delle condizioni di cui all’art. 37 del Regolamento Mercati CONSOB n. 16191/07

Il Consiglio di Amministrazione attesta che Enel Green Po-

wer soddisfa le condizioni richieste per la quotazione di

azioni di società controllate sottoposte all’attività di dire-

zione e coordinamento di un’altra società quotata, di cui

all’art. 37, comma 1, del Regolamento Mercati (approva-

to con deliberazione n. 16191 del 29 ottobre 2007, come

successivamente modificato). In particolare, al riguardo si

segnala che Enel Green Power, in quanto società control-

lata sottoposta all’attività di direzione e coordinamento di

altra società:

a) ha adempiuto e adempie regolarmente agli obblighi di

pubblicità previsti dall’art. 2497 bis del codice civile;

b) ha un’autonoma capacità negoziale nei rapporti con la

clientela e i fornitori;

c) ha in essere con Enel SpA un rapporto di tesoreria ac-

centrata che risponde all’interesse sociale in quanto

garantisce una maggiore capacità di pianificazione,

monitoraggio e copertura dei fabbisogni finanziari e

quindi un’ottimizzazione della gestione della liquidità e

consente inoltre di ottenere condizioni competitive del

servizio avvalendosi dell’esperienza specializzata e con-

solidata della controllante nell’erogazione di tali servizi

e di un’efficace capacità di accesso al sistema bancario e

finanziario, come verificato dal Collegio Sindacale;

d) dispone di un Comitato controllo e rischi (già Comitato

per il controllo interno), che svolge in Enel Green Po-

wer anche le funzioni di Comitato parti correlate, e di

un Comitato per le nomine e le remunerazioni (già Co-

mitato per le remunerazioni) composti esclusivamente

da Amministratori indipendenti (così come definiti dal

comma 1 bis dello stesso art. 37 del Regolamento Mer-

cati). Enel Green Power, in quanto società controllata

sottoposta ad attività di direzione e coordinamento di

altra società italiana con azioni quotate in un mercato

regolamentato, dispone altresì di un Consiglio di Am-

ministrazione composto in maggioranza da Ammini-

stratori indipendenti.

Operazioni con parti correlate

Nel corso del 2012 ha trovato applicazione nell’ambito del

Gruppo una procedura intesa a disciplinare l’approvazio-

ne e l’esecuzione delle operazioni con parti correlate rea-

lizzate da parte di Enel Green Power, direttamente ovvero

per il tramite di società controllate, al fine di assicurare la

trasparenza e la correttezza sia sostanziale sia procedura-

le delle operazioni stesse. Tale procedura è stata adottata

dal Consiglio di Amministrazione nel mese di dicembre

2010, nel rispetto dei requisiti indicati dalla CONSOB con

apposito regolamento approvato nel mese di marzo 2010.

In base a tale procedura, le operazioni con parti correlate

poste in essere direttamente da parte di Enel Green Power

sono suddivise in tre categorie:

> le operazioni di “maggiore rilevanza”, individuate in

base al superamento di una specifica soglia quanti-

tativa (fissata rispettivamente al 2,5% e al 5% in fun-

zione della tipologia di parti correlate con le quali tali

operazioni vengono realizzate) applicata a tre indici di

rilevanza, che tengono conto in particolare del contro-

valore dell’operazione, dell’attivo patrimoniale dell’en-

tità oggetto dell’operazione e delle passività dell’entità

acquisita. Tali operazioni, ove non rientranti per legge

o per statuto nella competenza assembleare, formano

necessariamente oggetto di esame e approvazione da

parte del Consiglio di Amministrazione;

> le operazioni di “minore rilevanza”, definite in negativo

come le operazioni diverse da quelle di “maggiore rile-

vanza” e da quelle di “importo esiguo”. Tali operazioni,

ove non rientranti per legge o per statuto nella compe-

tenza assembleare, seguono la competenza deliberati-

va risultante dall’assetto dei poteri pro tempore vigente

in ambito aziendale;

> le operazioni di “importo esiguo”, ossia caratterizzate

da un controvalore inferiore a specifiche soglie, diffe-

191

renziate in funzione della tipologia di parti correlate

con le quali tali operazioni vengono realizzate. Le ope-

razioni di “importo esiguo” sono escluse dall’ambito di

applicazione della procedura.

Al fine di consentire al Comitato parti correlate di esprime-

re un motivato e preventivo parere sull’interesse di Enel

Green Power al compimento di operazioni con parti cor-

relate, nonché sulla convenienza e correttezza sostanziale

delle relative condizioni, la procedura istituisce specifici

flussi informativi. In particolare:

> per le operazioni di “minore rilevanza” è previsto che

l’Amministratore Delegato della Società ovvero la Fun-

zione proponente, per il tramite della Funzione Affari

Legali e Societari, provvedano a fornire al Comitato

parti correlate, con congruo anticipo e comunque, di

norma, almeno 10 giorni prima della data prevista per

il rilascio del parere da parte del Comitato stesso, in-

formazioni complete e adeguate in merito a ciascuna

operazione di tale natura, avendo cura di fornire gli op-

portuni successivi aggiornamenti;

> per le operazioni di “maggiore rilevanza” è previsto che

l’Amministratore Delegato della Società, per il tramite

della Funzione Affari Legali e Societari, provveda a for-

nire al Comitato parti correlate, tempestivamente – e,

comunque, non oltre il giorno successivo alla prima

informativa fornita al Consiglio di Amministrazione di

Enel Green Power – informazioni complete e adeguate

in merito a ciascuna operazione di tale natura, avendo

cura di fornire gli opportuni successivi aggiornamenti.

Il Comitato parti correlate, ovvero uno o più compo-

nenti dallo stesso delegati, hanno facoltà di richiedere

informazioni e formulare osservazioni all’Amministra-

tore Delegato della Società e ai soggetti incaricati della

conduzione delle trattative o dell’istruttoria in merito ai

profili oggetto dei flussi informativi ricevuti, nonché di

richiedere ogni altra informazione ritenuta utile ai fini

della valutazione dell’operazione prima del successivo

definitivo esame della stessa da parte del Consiglio di

Amministrazione.

Per quanto riguarda l’efficacia dell’indicato parere che il

Comitato parti correlate è chiamato a rilasciare, la proce-

dura prevede che:

> in caso di operazioni di “minore rilevanza”, tale parere

abbia natura non vincolante. Tuttavia, entro 15 giorni

dalla chiusura di ciascun trimestre dell’esercizio, Enel

Green Power è tenuta a mettere a disposizione del

pubblico un documento contenente l’indicazione della

controparte, dell’oggetto e del corrispettivo delle ope-

razioni di “minore rilevanza” approvate nel trimestre di

riferimento in presenza di un parere negativo del Comi-

tato parti correlate, nonché delle ragioni per le quali si è

ritenuto di disattendere tale parere;

> in caso di operazioni di “maggiore rilevanza”, ove il Co-

mitato parti correlate abbia espresso parere negativo, il

Consiglio di Amministrazione della Società, in presen-

za di un’apposita clausola statutaria (che è stata intro-

dotta in occasione dell’Assemblea straordinaria del 27

aprile 2011), può sottoporre le operazioni in questione

all’autorizzazione dell’Assemblea ordinaria, la quale,

fermo il rispetto delle maggioranze di legge e di sta-

tuto e delle disposizioni vigenti in materia di conflitto

di interessi, delibera con il voto favorevole di almeno la

metà dei soci non correlati votanti (c.d. “whitewash”). In

ogni caso il compimento delle operazioni di “maggiore

rilevanza” è impedito solo qualora i soci non correlati

presenti in Assemblea rappresentino una percentuale

pari almeno al 10% del capitale sociale con diritto di

voto.

Nel rispetto di quanto previsto dalla legge, qualora la cor-

relazione sussista con un Amministratore della Società o

con una parte correlata per il suo tramite, l’Amministra-

tore interessato deve informare tempestivamente gli altri

Amministratori e Sindaci circa la natura, i termini, l’origine

e la portata del proprio interesse.

Qualora la correlazione sussista con l’Amministratore De-

legato della Società o con una parte correlata per il suo

tramite, in aggiunta a quanto sopra egli si astiene dal

compimento dell’operazione, investendo della stessa il

Consiglio di Amministrazione.

Qualora la correlazione sussista invece con uno dei Sindaci

effettivi della Società o con una parte correlata per il loro

tramite, il Sindaco interessato provvede a darne tempesti-

va comunicazione.

La procedura dispone che i verbali delle deliberazioni con

cui il Consiglio di Amministrazione della Società approva

operazioni con parti correlate, siano esse di “maggiore ri-

levanza” ovvero di “minore rilevanza” – ovvero, in quest’ul-

timo caso, le decisioni dell’organo delegato competente

– debbano recare adeguata motivazione in merito all’inte-

resse di Enel Green Power al compimento delle operazioni

medesime nonché alla convenienza e alla correttezza so-

stanziale delle relative condizioni.

La procedura stabilisce inoltre che l’Amministratore Dele-

gato della Società, nell’ambito della relazione periodica


circa l’attività svolta nell’esercizio delle deleghe, debba

fornire al Consiglio di Amministrazione e al Collegio Sin-

dacale, con cadenza almeno trimestrale, apposita infor-

mativa sull’intervenuta esecuzione di operazioni con parti

correlate, tanto di “maggiore rilevanza” quanto di “minore

rilevanza”.

Un’apposita disciplina è poi dettata per le operazioni con

parti correlate realizzate da parte di Enel Green Power non

già direttamente ma per il tramite di società controllate. In

tal caso è previsto che il Consiglio di Amministrazione del-

la Società ovvero l’organo delegato competente in base

all’assetto dei poteri pro tempore vigente provvedano,

previo motivato parere non vincolante del Comitato parti

correlate, alla preventiva valutazione delle operazioni con

parti correlate effettuate da società direttamente e/o indi-

rettamente controllate da Enel Green Power e rientranti in

una o più delle seguenti tipologie:

> operazioni atipiche o inusuali, per tali intendendosi

quelle che per significatività/rilevanza, natura delle

controparti, oggetto della transazione, modalità di de-

terminazione del prezzo di trasferimento e tempistica

dell’accadimento (i.e. prossimità alla chiusura dell’e-

sercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine alla cor-

rettezza/completezza dell’informazione in bilancio, al

conflitto d’interesse, alla salvaguardia del patrimonio

aziendale, alla tutela degli azionisti di minoranza di

Enel Green Power;

> operazioni il cui controvalore sia superiore a 20 milioni

di euro, fatta eccezione per quelle escluse dall’ambito

di applicazione della procedura (su cui ci soffermerà

poco oltre).

Analogamente a quanto sopra osservato con riferimento

alle operazioni di “minore rilevanza” compiute diretta-

mente da parte di Enel Green Power, anche per le ope-

razioni effettuate per il tramite di società controllate è

previsto che, qualora il Consiglio di Amministrazione del-

la Società ovvero l’organo delegato competente in base

all’assetto dei poteri pro tempore vigente abbiano valuta-

to favorevolmente il compimento di operazioni di socie-

tà controllate rilevanti ai fini della procedura pur in pre-

senza di un parere negativo del Comitato parti correlate,

Enel Green Power sia tenuta a mettere a disposizione del

pubblico un apposito documento in cui dovranno essere

esplicitate anche le ragioni per le quali si è ritenuto di di-

sattendere tale parere.

Nel rispetto della normativa CONSOB di riferimento, risul-

tano escluse dall’ambito di applicazione della procedura

le seguenti tipologie di operazioni con parti correlate:

a) le deliberazioni assembleari con le quali vengono fissati

i compensi spettanti alla generalità dei componenti il

Consiglio di Amministrazione e ai Sindaci;

b) le operazioni di “importo esiguo”, come individuate

dalla procedura stessa;

c) i piani di compensi basati su strumenti finanziari, appro-

vati dall’Assemblea in base a quanto previsto dal Testo

Unico della Finanza, e le relative operazioni attuative;

d) le deliberazioni, diverse da quelle indicate alla prece-

dente lettera a), in materia di remunerazione degli Am-

ministratori della Società investiti di particolari cariche

nonché dei dirigenti con responsabilità strategiche di

società del Gruppo, a condizione che:

- Enel Green Power abbia adottato una politica per la

remunerazione;

- nella definizione di tale politica sia stato coinvolto un

comitato costituito esclusivamente da Amministrato-

ri non esecutivi, in maggioranza indipendenti;

- sia stata sottoposta al voto consultivo dell’Assemblea

di Enel Green Power una relazione che illustri la poli-

tica per la remunerazione;

- la remunerazione assegnata sia coerente con tale po-

litica;

e) le operazioni ordinarie che siano concluse a condizioni

equivalenti a quelle di mercato o standard;

f) le operazioni con o tra società controllate, anche con-

giuntamente, da Enel Green Power nonché le operazio-

ni con società collegate a Enel Green Power, a condizio-

ne che nelle società controllate o collegate controparti

dell’operazione non vi siano interessi significativi (come

individuati nell’ambito della procedura) di altre parti

correlate di Enel Green Power.

Una procedura semplificata è infine prevista nei casi di ur-

genza per l’approvazione delle operazioni con parti corre-

late che non risultino di competenza assembleare, ferma

in ogni caso la previsione di un voto non vincolante su tali

operazioni espresso a posteriori da parte della prima As-

semblea ordinaria utile della Società.

Trattamento delle informazioni societarie

Nel corso del 2012 ha trovato applicazione nell’ambito del

Gruppo un apposito regolamento per la gestione e il trat-

tamento delle informazioni riservate, contenente anche le

procedure per la comunicazione all’esterno di documen-

193

ti e informazioni concernenti la Società e il Gruppo, con

particolare riferimento alle informazioni privilegiate. In

base a tale regolamento, approvato dal Consiglio di Am-

ministrazione fin dal giugno 2010 (e modificato da ultimo

nel mese di dicembre 2012), gli Amministratori e i Sindaci

sono tenuti a rispettare le previsioni in esso contenute e a

mantenere comunque riservati i documenti e le informa-

zioni acquisiti nello svolgimento dei loro compiti.

Il regolamento è finalizzato a preservare la segretezza

delle informazioni riservate, assicurando al contempo che

l’informativa al mercato relativa a dati aziendali sia corret-

ta, completa, adeguata, tempestiva e non selettiva.

Il regolamento rimette in via generale alla responsabili-

tà dell’Amministratore Delegato della Società e dei capi

azienda delle società del Gruppo Enel Green Power la

gestione delle informazioni riservate di rispettiva compe-

tenza, disponendo che la divulgazione delle informazioni

riservate relative alle singole controllate debba comunque

avvenire d’intesa con l’Amministratore Delegato della So-

cietà.

Il regolamento stesso istituisce, inoltre, specifiche pro-

cedure da osservare per la comunicazione all’esterno di

documenti e informazioni di carattere aziendale – soffer-

mandosi in particolare sulla divulgazione delle informa-

zioni privilegiate – e disciplina attentamente le modalità

attraverso cui gli esponenti aziendali entrano in contatto

con la stampa e altri mezzi di comunicazione di massa,

nonché con analisti finanziari e investitori istituzionali.

Nel corso del 2012, in attuazione di quanto disposto dal

Testo Unico della Finanza e dal Regolamento Emittenti

emanato dalla CONSOB, la Società ha provveduto a man-

tenere regolarmente aggiornato il Registro del Gruppo

Enel Green Power, in cui sono iscritte le persone, fisiche o

giuridiche, che hanno accesso a informazioni privilegiate

in ragione dell’attività lavorativa o professionale ovvero

delle funzioni svolte per conto della Società ovvero di al-

tre società del Gruppo. Tale registro ha la finalità di sensi-

bilizzare i soggetti ivi iscritti sul valore delle informazioni

privilegiate di cui dispongono, agevolando al contempo

lo svolgimento delle attività di vigilanza della CONSOB

sul rispetto delle norme previste a tutela dell’integrità dei

mercati.

Nel corso del 2012, in attuazione di quanto previsto dal

Testo Unico della Finanza e dal Regolamento Emittenti

emanato dalla CONSOB, ha inoltre continuato a trovare

applicazione in ambito aziendale la disciplina in mate-

ria di internal dealing, ossia concernente la trasparenza

sulle operazioni aventi a oggetto azioni della Società e

strumenti finanziari a esse collegati compiute dai mag-

giori azionisti, da esponenti aziendali e da persone a essi

strettamente legate. In particolare, durante il 2012, la di-

sciplina dell’internal dealing ha trovato applicazione alle

operazioni di acquisto, vendita, sottoscrizione e scambio

di azioni Enel Green Power ovvero di strumenti finanzia-

ri a esse collegati, compiute da “soggetti rilevanti”. In tale

ultima categoria rientrano coloro che detengono diretta-

mente e/o indirettamente una partecipazione pari alme-

no al 10% del capitale della Società, gli Amministratori

e i Sindaci effettivi di Enel Green Power, nonché ulteriori

cinque posizioni dirigenziali attualmente individuate in

ambito aziendale in base alla normativa di riferimento, in

quanto aventi regolare accesso a informazioni privilegiate

e titolate ad adottare decisioni di gestione suscettibili di

incidere sull’evoluzione e sulle prospettive future di Enel

Green Power e del Gruppo.

Gli obblighi di trasparenza trovano applicazione, tra l’al-

tro, a tutte le sopra indicate operazioni il cui controvalore

complessivo raggiunga i 5.000 euro su base annua, anche

se compiute da persone strettamente legate ai “sogget-

ti rilevanti”; successivamente a ogni comunicazione non

sono comunicate le operazioni il cui importo complessivo

non raggiunga un controvalore di ulteriori 5.000 euro en-

tro la fine dell’anno.

Nell’emanare le misure di attuazione della normativa di

riferimento in materia, il Consiglio di Amministrazione ha

ritenuto opportuno prevedere l’obbligo di astensione per

i “soggetti rilevanti” (diversi dagli azionisti in possesso di

una partecipazione pari o superiore al 10% del capitale

della Società) dall’effettuare operazioni soggette alla di-

sciplina dell’internal dealing durante due blocking period

della durata indicativa di un mese ciascuno, collocati a ri-

dosso dell’approvazione del progetto di bilancio di eserci-

zio e della relazione finanziaria semestrale da parte dello

stesso Consiglio di Amministrazione.

Tale iniziativa è stata ispirata dalla volontà di innalzare gli

standard di governance della Società rispetto alla norma-

tiva di riferimento e intesa a prevenire il compimento di

operazioni da parte dei “soggetti rilevanti” che il mercato

potrebbe percepire come sospette, in quanto effettuate

durante periodi dell’anno particolarmente delicati per

l’informativa societaria.


Rapporti con gli investitori istituzionali e con la generalità dei soci

La Società ritiene conforme a un proprio specifico inte-

resse – oltre che a un dovere nei confronti del mercato –

l’instaurazione di un dialogo continuativo, fondato sulla

comprensione reciproca dei ruoli, con la generalità degli

azionisti nonché con gli investitori istituzionali; dialogo

destinato comunque a svolgersi nel rispetto delle norme

e delle procedure che disciplinano la divulgazione di infor-

mazioni privilegiate.

Si è provveduto pertanto a istituire nell’ambito della So-

cietà (i) un’unità Investor Relations, attualmente colloca-

ta all’interno della Funzione Amministrazione, Finanza e

Controllo e (ii) un’area preposta a dialogare con la genera-

lità degli azionisti in seno all’Unità Corporate Governance,

M&A e Finanza.

Inoltre, nell’ottica di favorire ulteriormente il dialogo con

gli investitori, è stata istituita una apposita sezione dedicata

del sito internet della Società (www.enelgreenpower.com),

all’interno della quale possono essere reperite sia informa-

zioni di carattere economico-finanziario (bilanci, relazioni

semestrali e trimestrali, presentazioni alla comunità finan-

ziaria, stime degli analisti e andamento delle contrattazio-

ni di Borsa concernenti le azioni emesse dalla Società), sia

dati e documenti aggiornati di interesse per la generalità

degli azionisti (comunicati stampa, composizione degli or-

gani sociali di Enel Green Power, relativo statuto sociale e

regolamento delle Assemblee, informazioni e documenti

relativi alle Assemblee, documenti in tema di corporate

governance, Codice Etico, modello organizzativo e gestio-

nale ex decreto legislativo 231/2001).

Assemblee

Il richiamo contenuto nel Codice di Autodisciplina a con-

siderare l’Assemblea quale importante occasione di con-

fronto tra azionisti e Consiglio di Amministrazione (pur in

presenza di un’ampia diversificazione delle modalità di

comunicazione delle società quotate con i propri soci, gli

investitori istituzionali e il mercato) è stato attentamente

valutato e pienamente condiviso dalla Società, che ha ri-

tenuto opportuno – oltre che assicurare la regolare parte-

cipazione dei propri Amministratori ai lavori assembleari

– adottare specifiche misure intese a valorizzare adegua-

tamente l’istituto assembleare; si fa riferimento in partico-

lare alla clausola statutaria intesa ad agevolare la raccolta

delle deleghe di voto presso gli azionisti dipendenti della

Società e delle sue controllate e a favorire quindi il relativo

coinvolgimento nei processi decisionali assembleari (clau-

sola più approfonditamente descritta nella prima sezione

del documento, sub “Assetti proprietari - Partecipazione

azionaria dei dipendenti: meccanismi di esercizio dei di-

ritti di voto”).

La disciplina concernente il funzionamento delle Assem-

blee di società con azioni quotate, contenuta nel codice

civile, nel Testo Unico della Finanza e nella disciplina di

attuazione dettata dalla CONSOB, ha formato oggetto di

significative modifiche a seguito della emanazione del de-

creto legislativo 27/2010, che ha recepito nell’ordinamen-

to italiano la direttiva 2007/36/CE (relativa all’esercizio di

alcuni diritti degli azionisti di società con azioni quotate),

nonché dei successivi correttivi approvati con decreto le-

gislativo 18 giugno 2012, n. 91. Tali provvedimenti sono

intervenuti, tra l’altro, sui profili concernenti i termini di

convocazione delle Assemblee, il numero di adunanze, i

quorum, l’esercizio dei diritti di convocazione e integrazio-

ne dell’ordine del giorno da parte delle minoranze azio-

narie, l’informativa pre-assembleare, la rappresentanza in

Assemblea, l’identificazione dei soci, l’introduzione della

c.d. “record date” ai fini del riconoscimento della legitti-

mazione all’intervento e al voto in Assemblea.

Alcune tra le novità più significative introdotte dai decre-

ti legislativi 27/2010 e 91/2012 sono appresso sintetica-

mente illustrate, unitamente ad alcune clausole dello sta-

tuto di Enel Green Power dedicate allo svolgimento delle

Assemblee.

Si ricorda che l’Assemblea degli Azionisti è competente a

deliberare tra l’altro, in sede ordinaria o straordinaria, in

merito (i) alla nomina e alla revoca dei componenti il Con-

siglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale e circa i

relativi compensi e responsabilità, (ii) all’approvazione del

bilancio e alla destinazione degli utili, (iii) all’acquisto e

all’alienazione delle azioni proprie, (iv) ai piani di aziona-

riato, (v) alle modificazioni dello statuto sociale, (vi) all’e-

missione di obbligazioni convertibili.

In base a quanto disposto dallo statuto di Enel Green Po-

wer, le Assemblee ordinarie e straordinarie, sia in prima

sia in seconda o terza convocazione, si costituiscono e

deliberano con le maggioranze di legge e si tengono, di

regola, nel comune dove ha sede la Società, salva diversa

deliberazione del Consiglio di Amministrazione e purché

195

in Italia ovvero in un Paese in cui la Società, direttamente

ovvero tramite le sue controllate o partecipate, svolge la

sua attività.

In relazione a tale ultima previsione, si segnala che il de-

creto legislativo del 18 giugno 2012 n. 91 – che ha intro-

dotto alcune modifiche e integrazioni al suddetto decreto

legislativo n. 27 del 27 gennaio 2010 – ha modificato, tra

l’altro, il secondo periodo del primo comma dell’art. 2369

del codice civile relativo alle modalità di convocazione

dell’Assemblea. Ai sensi della nuova disposizione è ora

previsto che, salvo che lo statuto disponga diversamente,

le Assemblee delle società che fanno ricorso al mercato

del capitale di rischio si tengano in unica convocazione.

In considerazione della predetta modifica, il Consiglio di

Amministrazione della Società intende sottoporre all’As-

semblea straordinaria dei soci convocata per il giorno 24

aprile 2013, in prima convocazione, e occorrendo per

il giorno 25 aprile 2013, in seconda convocazione, una

modifica dell’attuale clausola statutaria (in particolare

dell’art. 12.2) al fine di prevedere che l’Assemblea della

Società si tenga di regola in unica convocazione, salvo

che in relazione a specifiche Assemblee il Consiglio di

Amministrazione non ravvisi l’opportunità di più convo-

cazioni, dandone espressa indicazione nell’avviso di con-

vocazione.

L’Assemblea ordinaria deve essere convocata almeno una

volta l’anno, per l’approvazione del bilancio d’esercizio,

entro 180 giorni dalla chiusura dell’esercizio sociale, es-

sendo la Società tenuta alla redazione del bilancio conso-

lidato.

Il Testo Unico della Finanza prevede che la legittimazio-

ne all’intervento in Assemblea e all’esercizio del diritto di

voto debba essere attestata mediante una comunicazione

in favore del soggetto cui spetta il diritto di voto, inviata

all’emittente da parte dell’intermediario e rilasciata sulla

base delle evidenze contabili relative alla fine del settimo

giorno di mercato aperto precedente la data fissata per

l’Assemblea (c.d. “record date”).

Coloro cui spetta il diritto di voto possono porre doman-

de sulle materie all’ordine del giorno anche prima dell’As-

semblea, entro il termine indicato nell’avviso di convo-

cazione; a esse viene data risposta al più tardi durante lo

svolgimento dei lavori assembleari.

Gli azionisti possono notificare le proprie deleghe alla So-

cietà anche in via elettronica, mediante invio nell’apposita

sezione del sito internet indicata nell’avviso di convocazio-

ne. Essi possono inoltre farsi rappresentare in Assemblea

anche da un rappresentante in conflitto di interessi, a con-

dizione che quest’ultimo abbia comunicato per iscritto al

socio le circostanze da cui deriva il conflitto di interessi e


purché vi siano specifiche istruzioni di voto per ciascuna

delibera in relazione alla quale il rappresentante è chiama-

to a votare per conto del socio stesso.

Secondo quanto previsto dal Testo Unico della Finanza e

consentito dallo statuto di Enel Green Power, i soci hanno

altresì la facoltà di conferire a un rappresentante designa-

to dalla Società una delega con istruzioni di voto su tutte o

alcune delle materie all’ordine del giorno, da fare perveni-

re al soggetto interessato entro la fine del secondo giorno

di mercato aperto precedente l’Assemblea; tale delega, il

cui conferimento non comporta spese per il socio e avvie-

ne mediante la compilazione di un modulo elaborato dal-

la CONSOB, ha effetto per le sole proposte in relazione alle

quali siano conferite istruzioni di voto.

In base a quanto previsto dal Testo Unico della Finanza e

dalla connessa disciplina attuativa dettata dalla CONSOB,

lo statuto della Società affida al Consiglio di Amministra-

zione la possibilità di prevedere, in relazione a singole As-

semblee e tenuto conto dell’evoluzione e dell’affidabilità

degli strumenti tecnici a disposizione, l’ammissibilità della

partecipazione all’Assemblea con mezzi elettronici, indivi-

duando le relative modalità nell’avviso di convocazione.

Lo svolgimento delle riunioni assembleari, oltre che dalla

legge e dallo statuto, è disciplinato da un apposito regola-

mento, i cui contenuti sono allineati ai modelli più evoluti

elaborati da alcune associazioni di categoria (Assonime e

ABI) per le società quotate. Il regolamento è disponibile

presso il sito internet della Società all’indirizzo internet

http://www.enelgreenpower.com/it-IT/company/gover-

nance/meetings/.

L’Assemblea è presieduta dal Presidente del Consiglio di

Amministrazione o, in caso di sua assenza o impedimento,

da chi ricopre l’incarico di Amministratore Delegato op-

pure, in mancanza di entrambi, da altra persona delegata

dal Consiglio di Amministrazione; in difetto l’Assemblea

elegge il proprio Presidente. Il Presidente è assistito da un

segretario, anche non socio, designato dagli intervenuti e

può nominare uno o più scrutatori.

Il Presidente dell’Assemblea, tra l’altro, verifica la regola-

rità della costituzione dell’Assemblea, accerta l’identità e

la legittimazione dei presenti, regola lo svolgimento dei

lavori e accerta i risultati delle votazioni.

Le deliberazioni dell’Assemblea constano del verbale sot-

toscritto dal Presidente dell’Assemblea e dal segretario. I

verbali delle Assemblee straordinarie devono essere re-

datti da un notaio.

Con riferimento al diritto di ciascun azionista di prendere

la parola sugli argomenti all’ordine del giorno, il regola-

mento delle Assemblee prevede che il Presidente dell’As-

semblea, tenuto conto dell’oggetto e della rilevanza dei

singoli argomenti posti in discussione, nonché del numero

dei richiedenti la parola e di eventuali domande formula-

te dai soci prima dell’Assemblea cui non sia già stata data

risposta da parte della Società, predetermina la durata de-

gli interventi e delle repliche – di norma non superiore a

dieci minuti per gli interventi e a cinque minuti per le repli-

che – al fine di garantire che l’Assemblea possa concludere

i propri lavori in un’unica riunione. I legittimati all’esercizio

del diritto di voto possono chiedere la parola sugli argo-

menti posti in discussione una sola volta, facendo osserva-

zioni, chiedendo informazioni e formulando proposte. La

richiesta di intervento può essere avanzata dal momento

della costituzione dell’Assemblea e – salvo diverso termi-

ne indicato dal Presidente – fino a quando il Presidente

dell’Assemblea medesimo non abbia dichiarato chiusa la

discussione sull’argomento oggetto della stessa. Il Presi-

dente dell’Assemblea e, su suo invito, coloro che lo assisto-

no rispondono agli oratori al termine di tutti gli interventi

ovvero dopo ciascun intervento. Coloro che hanno chiesto

la parola hanno facoltà di breve replica.

Codice Etico

La consapevolezza dei risvolti sociali e ambientali che ac-

compagnano le attività svolte dal Gruppo, unitamente alla

considerazione dell’importanza rivestita tanto da un ap-

proccio cooperativo con gli stakeholder quanto dalla buo-

na reputazione del Gruppo stesso (sia nei rapporti interni

sia verso l’esterno), hanno ispirato la stesura del Codice

Etico del Gruppo Enel, il cui recepimento è stato approva-

to dal Consiglio di Amministrazione della Società sin dal

dicembre 2008.

Tale Codice esprime gli impegni e le responsabilità etiche

nella conduzione degli affari, regolando e uniformando i

comportamenti aziendali su standard improntati alla mas-

sima trasparenza e correttezza verso tutti gli stakeholder.

In particolare, il Codice Etico si articola in:

> princípi generali nelle relazioni con gli stakeholder, che

definiscono i valori di riferimento cui il Gruppo si ispira

nello svolgimento delle varie attività. Nell’ambito di tali

princípi si ricordano in particolare: l’onestà, l’imparzia-

lità, la riservatezza, la valorizzazione dell’investimento

azionario, il valore delle risorse umane, la trasparenza e

completezza dell’informazione, la qualità dei servizi, la

tutela dell’ambiente;

197

> criteri di condotta verso ciascuna classe di stakeholder,

che forniscono nello specifico le linee guida e le norme

alle quali i collaboratori di Enel Green Power sono tenu-

ti ad attenersi per garantire il rispetto dei princípi gene-

rali e per prevenire il rischio di comportamenti non etici;

> meccanismi di attuazione, che descrivono il sistema di

controllo preordinato ad assicurare l’osservanza del Co-

dice Etico e il suo continuo miglioramento.

Il Codice Etico, aggiornato nel tempo, tiene conto delle

modifiche normative e organizzative intervenute, non-

ché dell’intento di allineare ulteriormente i contenuti alla

best practice internazionale. Tra gli interventi più signifi-

cativi effettuati in tale occasione si segnalano (i) l’aggior-

namento della missione aziendale, (ii) il recepimento del

divieto di porre in essere sul luogo di lavoro episodi di in-

timidazione, mobbing e stalking, (iii) la espressa previsio-

ne dell’obbligo per i fornitori di rispettare la normativa in

materia di salute e sicurezza sui luoghi di lavoro, nonché

(iv) l’esclusione in linea di principio della possibilità per le

società del Gruppo Enel di aderire a richieste di contributi

negli ambiti di attività in cui risulta operare Enel Cuore

Onlus.

Modello organizzativo e gestionale

In data 1° dicembre 2008 la Società ha approvato, attra-

verso il recepimento da parte del Consiglio di Amministra-

zione del modello predisposto da Enel SpA, un modello

organizzativo e gestionale rispondente ai requisiti del de-

creto legislativo 8 giugno 2001, n. 231, che ha introdotto

nell’ordinamento giuridico italiano un regime di respon-

sabilità amministrativa (ma di fatto penale) a carico delle

società per alcune tipologie di reati commessi dai relativi

amministratori, dirigenti o dipendenti nell’interesse o a

vantaggio delle società stesse.

Tale modello è coerente nei contenuti con quanto dispo-

sto dalle linee guida elaborate in materia da associazioni

di categoria e con la best practice statunitense e rappre-

senta un ulteriore passo verso il rigore, la trasparenza e il

senso di responsabilità nei rapporti interni e con il mondo

esterno, offrendo al contempo agli azionisti adeguate ga-

ranzie di una gestione efficiente e corretta.

Il modello in questione si compone di una “parte genera-

le” (in cui vengono descritti, tra l’altro, i contenuti del de-

creto legislativo 231/2001, gli obiettivi e il funzionamento

del modello, i compiti dell’organo chiamato a vigilare sul

funzionamento e l’osservanza del modello stesso e a cura-

re il suo aggiornamento, i flussi informativi, la formazione

del personale, il regime sanzionatorio) e di distinte “parti

speciali”, concernenti le diverse tipologie di reati previsti

dal decreto legislativo 231/2001 e che il modello stesso

intende prevenire.

In particolare, le “parti speciali” finora elaborate riguarda-

no i reati contro la pubblica amministrazione, i reati socie-

tari, i reati di terrorismo o di eversione dell’ordine demo-

cratico, i reati contro la personalità individuale, i reati e gli

illeciti amministrativi in materia di market abuse, i reati di

omicidio colposo e di lesioni gravi o gravissime commessi

in violazione delle norme sulla tutela della salute e sicurez-

za sul lavoro, i reati di ricettazione, riciclaggio e impiego di

denaro, beni o utilità di provenienza illecita, i delitti infor-

matici e il trattamento illecito di dati, i delitti di criminalità

organizzata e i reati ambientali.

Nel corso degli anni il modello organizzativo e gestionale

ha formato oggetto di una periodica attività di aggiorna-

mento e revisione al fine di tenere conto, principalmente,

(i) di nuove fattispecie introdotte dalla legislazione tra i re-

ati “presupposto” della responsabilità disciplinata dal de-

creto legislativo 231/2001, (ii) dell’esperienza applicativa

maturata e dell’evoluzione della struttura organizzativa,

(iii) di pronunce giurisprudenziali intervenute in materia,

(iv) di modifiche normative e, infine (v) della necessità di

razionalizzare in alcuni punti il testo del modello e di coor-

dinare tra loro le diverse parti “speciali”.

Il modello adottato da Enel Green Power è oggetto di re-

cepimento anche da parte delle società controllate di di-

ritto italiano, cui è attribuita la responsabilità di adattarne

i contenuti alla luce delle specifiche attività svolte.

Enel Green Power ha altresì approvato apposite “linee

guida” finalizzate a rendere applicabili i princípi del mo-

dello organizzativo e gestionale alle più significative so-

cietà controllate estere del Gruppo (identificate anche in

funzione della tipologia di attività svolta) allo scopo (i) di

sensibilizzare e rendere consapevoli le società in questio-

ne sull’importanza di assicurare condizioni di correttezza

e trasparenza nella conduzione degli affari e delle attività

aziendali, nonché (ii) di prevenire il rischio che, attraverso

la commissione di condotte illecite nell’ambito delle attivi-

tà svolte dalle medesime società, si possa configurare una

responsabilità amministrativa ai sensi del decreto legislati-

vo 231/2001 a carico di Enel Green Power.

L’organo chiamato a vigilare sul funzionamento e l’osser-

vanza del modello stesso e a curare il suo aggiornamen-


to (nel prosieguo, “Organismo di Vigilanza”) è composto

da tre a cinque membri nominati dal Consiglio di Am-

ministrazione. Possono entrare a fare parte del suddetto

organo componenti sia interni sia esterni alla Società e

al Gruppo, dotati di specifica competenza ed esperienza

professionale (in ogni caso è prevista la presenza del Re-

sponsabile della Funzione Audit della Società). Nel corso

del 2012 l’Organismo di Vigilanza è risultato composto

dai Responsabili delle Funzioni Audit e Affari Legali e So-

cietari nonché dell’Unità Corporate Governance, M&A e Fi-

nanza, in quanto figure dotate di specifiche competenze

professionali in merito all’applicazione del modello e non

direttamente coinvolte in attività operative. La durata in

carica dei componenti dell’Organo di Vigilanza è allineata

a quella del Consiglio di Amministrazione della Società e

pertanto la relativa scadenza è fissata in occasione dell’ap-

provazione del bilancio relativo all’esercizio 2012.

Nel corso del 2012 l’Organismo di Vigilanza ha vigilato,

come di consueto, sul funzionamento e sull’osservanza

del modello e, in particolare:

> ha tenuto 17 riunioni nell’ambito delle quali si è soffer-

mato (i) sull’approvazione tanto del piano di attività di

monitoraggio e vigilanza per l’anno 2012 quanto del

consuntivo di tale attività e, nel corso dell’anno, sugli

esiti delle principali attività di verifica condotte confor-

memente al piano annuale di attività approvato, (ii) sul-

le proposte di aggiornamento e revisione del modello

organizzativo stesso, (iii) sull’analisi delle principali aree

di business dell’Azienda rilevanti ai fini del modello or-

ganizzativo e delle procedure di controllo a presidio di

tali aree;

> ha promosso l’aggiornamento del modello organizza-

tivo e gestionale, con particolare riferimento alla “parte

generale” e alle parti speciali dedicate alla prevenzione

dei delitti di criminalità organizzata e dei reati ambien-

tali;

> ha promosso iniziative formative, differenziate a secon-

da dei destinatari e necessarie a garantire un costante

aggiornamento dei dipendenti sui contenuti del mo-

dello organizzativo e gestionale;

> ha riferito costantemente del proprio operato all’Am-

ministratore Delegato nonché, con cadenza periodica,

al Comitato per il controllo interno e al Collegio Sinda-

cale.

199

Il modello di organizzazione e gestione ex decreto legi-

slativo 8 giugno 2001 n. 231 di Enel Green Power SpA è

disponibile sul sito web della Società al seguente indirizzo:

http://www.enelgreenpower.com/it-IT/company/gover-

nance/model/.

Piano “Tolleranza Zero alla Corruzione”

In data 1° dicembre 2008 il Consiglio di Amministrazione

ha adottato il piano di “Tolleranza Zero alla Corruzione

- TZC”, al fine di sostanziare l’adesione di Enel Green Po-

wer al Global Compact (programma di azione promosso

dall’ONU nel 2000) e al PACI - Partnership Against Cor-

ruption Initiative (iniziativa sponsorizzata dal World Eco-

nomic Forum di Davos nel 2005).

Il piano TZC integra il Codice Etico e il modello organizza-

tivo e gestionale adottato ai sensi del decreto legislativo

231/2001, ma rappresenta un approfondimento relativo

al tema della corruzione inteso a recepire una serie di rac-

comandazioni per l’attuazione dei princípi formulati in

materia da Transparency International.

* * * * *

Vengono di seguito allegate due tabelle che sintetizzano

alcune delle informazioni più significative contenute nella

seconda sezione del documento in merito alla struttura e

al funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei

relativi Comitati, nonché in merito alla struttura del Colle-

gio Sindacale nel corso del 2012.


Tabella 1: Struttura del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati di Enel Green Power


Comitato controllo interno (1)

Comitato remunerazioni

(2)

EventualeComitato nomine

Eventuale Comitato esecutivo

Carica Componenti EsecutiviNon

esecutivi In carica

dalIn carica fino al

Indipendenti

(***)

Altri incarichi

(*) (**) (***) (**) (***) (**) (***) (**) (***)TUF

(****)C.A.

(*****)

Presidente Luigi Ferraris X 01/2012 12/2012 100% -

(3)Non

esistente

AD/Direttore Generale

Francesco Starace

X 01/2012 12/2012 100% -

Consigliere Luca Anderlini X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%

Consigliere Carlo Angelici X 01/2012 12/2012 X X 93% - X 100%

Consigliere Andrea Brentan X 01/2012 12/2012 50% -

ConsigliereGiovanni Battista Lombardo

X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%

ConsigliereGiovanni Pietro Malagnino

X 01/2012 12/2012 X X 80% - X 85%

Consigliere Carlo Tamburi X 01/2012 12/2012 44% -

ConsigliereDaniele Umberto Santosuosso

X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%

Consigliere Luciana Tarozzi X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%

Quorum richiesto per la presentazione delle liste per la nomina del Consiglio di Amministrazione: 1% del capitale sociale.

Numero riunioni svolte durante il 2012 CdA: 16; Comitato controllo interno: 13 (1); Comitato remunerazioni: 5; Comitato nomine (3): N.A.; Comitato esecutivo: N.A.

NOTE(1) Si segnala che, a partire dal 19 dicembre 2012, il Comitato per il controllo interno ha assunto la denominazione e le funzioni di Comitato controllo e rischi;

quest’ultimo Comitato non ha svolto riunioni sino al termine dell’esercizio 2012. Si segnala altresì che il Comitato per il controllo interno svolge anche il ruolo di Comitato parti correlate e, nel corso del 2012, ha tenuto tre riunioni in tale veste.

(2) Si segnala che, a partire dal 19 dicembre 2012, il Comitato per le remunerazioni ha assunto la denominazione e le funzioni di Comitato per le nomine e le remu-nerazioni; quest’ultimo Comitato non ha svolto riunioni sino al termine dell’esercizio 2012.

(3) Enel Green Power non ha avuto un Comitato nomine sino al 19 dicembre 2012; in tale data, il Consiglio di Amministrazione della Società ha deliberato l’attribu-zione delle funzioni di Comitato per le nomine al Comitato per le remunerazioni, che ha assunto la denominazione di Comitato per le nomine e le remunerazioni. Tale ultimo Comitato non ha svolto riunioni sino al termine dell’esercizio 2012.

(*) In questa colonna è indicato il numero di incarichi ricoperti dal soggetto interessato negli organi di amministrazione e di controllo di altre società di rilevanti dimensioni, individuate in base alla policy formulata al riguardo dal Consiglio di Amministrazione.

(**) In queste colonne è indicata con una “X” l’appartenenza di ciascun Amministratore ai Comitati. (***) In queste colonne sono indicate le percentuali di partecipazione di ciascun Amministratore alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati. Tutti

i casi di assenza sono stati adeguatamente giustificati.(****) In questa colonna è segnalato con una “X” il possesso dei requisiti di indipendenza previsti per i Sindaci di società con azioni quotate dall’art. 148, comma 3,

del Testo Unico della Finanza, richiamato per quanto riguarda gli Amministratori dall’art. 147 ter, comma 4, dello stesso Testo Unico della Finanza. In base a quanto indicato dall’art. 148, comma 3, del Testo Unico della Finanza non possono qualificarsi indipendenti:a) coloro che si trovano nelle condizioni previste dall’art. 2382 del codice civile (vale a dire in stato di interdizione, inabilitazione, fallimento, o che abbiano

subíto una condanna a una pena che comporta l’interdizione, anche temporanea, dai pubblici uffici o l’incapacità a esercitare uffici direttivi);b) il coniuge, i parenti e gli affini entro il quarto grado degli Amministratori della Società, nonché gli Amministratori, il coniuge, i parenti e gli affini entro il

quarto grado degli Amministratori delle società da essa controllate, delle società che la controllano e di quelle sottoposte a comune controllo;c) coloro che sono legati alla Società ovvero alle società da essa controllate, ovvero alle società che la controllano o a quelle sottoposte a comune controllo

ovvero agli Amministratori della Società e ai soggetti di cui alla precedente lettera b) da rapporti di lavoro autonomo o subordinato, ovvero da altri rapporti di natura patrimoniale o professionale che ne compromettano l’indipendenza.

(*****) In questa colonna è segnalato con una “X” il possesso dei requisiti di indipendenza indicati nell’art. 3 del Codice di Autodisciplina delle società quotate. In par-ticolare, in base a quanto indicato nel criterio applicativo 3.C.1 del Codice di Autodisciplina, un amministratore dovrebbe di norma ritenersi privo dei requisiti di indipendenza nelle seguenti ipotesi:a) se, direttamente o indirettamente, anche attraverso società controllate, fiduciari o interposta persona, controlla l’emittente o è in grado di esercitare su di

esso un’influenza notevole, o partecipa a un patto parasociale attraverso il quale uno o più soggetti possono esercitare il controllo o un’influenza notevole sull’emittente;

b) se è, o è stato nei precedenti tre esercizi, un esponente di rilievo dell’emittente, di una sua controllata avente rilevanza strategica o di una società sottopo-sta a comune controllo con l’emittente, ovvero di una società o di un ente che, anche insieme con altri attraverso un patto parasociale, controlla l’emittente o è in grado di esercitare sullo stesso un’influenza notevole; al riguardo, si segnala che, in base a quanto disposto dal criterio applicativo 3.C.2 del Codice di Autodisciplina, sono da considerarsi “esponenti di rilievo” di una società o di un ente (anche ai fini di quanto indicato nelle ulteriori lettere del criterio ap-plicativo 3.C.1): il presidente dell’ente, il presidente del consiglio di amministrazione, gli amministratori esecutivi e i dirigenti con responsabilità strategiche della società o dell’ente considerato;

c) se, direttamente o indirettamente (per esempio attraverso società controllate o delle quali sia esponente di rilievo, ovvero in qualità di partner di uno studio professionale o di una società di consulenza), ha, o ha avuto nell’esercizio precedente, una significativa relazione commerciale, finanziaria o professionale:- con l’emittente, con una sua controllata, o con alcuno dei relativi esponenti di rilievo;- con un soggetto che, anche insieme con altri attraverso un patto parasociale, controlla l’emittente, ovvero – trattandosi di società o ente – con i relativi

esponenti di rilievo;- ovvero è, o è stato nei precedenti tre esercizi, lavoratore dipendente di uno dei predetti soggetti;

201

d) se riceve, o ha ricevuto nei precedenti tre esercizi, dall’emittente o da una società controllata o controllante, una significativa remunerazione aggiuntiva (ri-spetto all’emolumento “fisso” di Amministratore non esecutivo dell’emittente e al compenso per la partecipazione ai Comitati raccomandati dal presente Codice) anche sotto forma di partecipazione a piani di incentivazione legati alla performance aziendale, anche a base azionaria;

e) se è stato Amministratore dell’emittente per più di nove anni negli ultimi dodici anni;f) se riveste la carica di Amministratore esecutivo in un’altra società nella quale un Amministratore esecutivo dell’emittente abbia un incarico di Amministra-

tore;g) se è socio o Amministratore di una società o di un’entità appartenente alla rete della società incaricata della revisione contabile dell’emittente;h) se è uno stretto familiare di una persona che si trovi in una delle situazioni di cui ai precedenti punti. Al riguardo, il commento all’art. 3 del Codice di Au-

todisciplina afferma che “in linea di principio, dovrebbero essere giudicati come non indipendenti i genitori, i figli, il coniuge non legalmente separato, il convivente more uxorio e i familiari conviventi di una persona che non potrebbe essere considerata amministratore indipendente”.

Tabella 2: Struttura del Collegio Sindacale di Enel Green Power

Collegio Sindacale in carica per l’intero esercizio 2012

Carica Componenti In carica dal In carica fino al Lista (M/m) (*) (**) Numero di incarichi (***)

Presidente Franco Fontana 01/2012 12/2012 m 100% -

Sindaco effettivo Giuseppe Ascoli 01/2012 12/2012 M 93% -

Sindaco effettivo Leonardo Perrone 01/2012 12/2012 M 100% -

Sindaco supplente Giulio Monti 01/2012 12/2012 M N.A. -

Sindaco supplente Pierpaolo Singer 01/2012 12/2012 m N.A. -

Numero riunioni svolte durante l’esercizio 2012 nel periodo di riferimento: 15

Quorum richiesto per la presentazione delle liste per la nomina del Collegio Sindacale: 1% del capitale sociale.

NOTE(*) In questa colonna è indicato M/m a seconda che il Sindaco sia stato tratta dalla lista votata dalla maggioranza (M) o da una minoranza (m). (**) In questa colonna è indicata la percentuale di partecipazione di ciascun Sindaco effettivo alle riunioni del Collegio Sindacale. Tutti i casi di assenza sono stati

adeguatamente giustificati.(***) In questa colonna è indicato il numero di incarichi di Amministratore o Sindaco ricoperti dal soggetto interessato rilevanti ai sensi degli artt. 144 duodecies e se-

guenti del Regolamento Emittenti (limite al cumulo degli incarichi). Ai sensi della richiamata disciplina, i componenti degli organi di controllo non sono soggetti al limite del cumulo degli incarichi quando ricoprono la carica di componente dell’organo di controllo in un solo emittente. Come evidenziato nella tabella, al mese di febbraio 2013 i Sindaci effettivi di Enel Green Power non ricoprono l’incarico di componente di organi di controllo in altri emittenti.

Attestazionedell’Amministratore Delegato

e del Dirigente preposto alla redazionedei documenti contabili societari

204 Enel Green Power Bilancio consolidato 2012 Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente preposto

Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2012, ai sensi dell’art. 154 bis, comma 5, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e dell’art. 81 ter del Regolamento CONSOB 14 maggio 1999, n. 11971

205

1. I sottoscritti Francesco Starace e Giulio Antonio Carone, nella qualità rispettivamente di Amministratore Delegato e

di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Enel Green Power SpA, attestano, tenuto

anche conto di quanto previsto dall’art. 154 bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:

a. l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche del Gruppo Enel Green Power e

b. l’effettiva applicazione

delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Po-

wer, nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2012 e il 31 dicembre 2012.

2. Al riguardo si segnala che:

a. l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio consolidato del Gruppo

Enel Green Power è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno. Tale valutazione è

stata effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello “Internal Controls - Integrated Framework”

emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO);

b. dalla valutazione del sistema di controllo interno non sono emersi aspetti di rilievo.

3. Si attesta inoltre che il Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2012:

a. è redatto in conformità ai princípi contabili internazionali applicabili riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi

del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;

b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

c. è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanzia-

ria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.

4. Si attesta infine che la Relazione sulla gestione che correda il Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al

31 dicembre 2012 comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della

situazione dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei

principali rischi e incertezze cui sono esposti.

Roma, 11 marzo 2013

Francesco Starace Giulio Antonio Carone

Amministratore Delegato di Enel Green Power SpA Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Enel Green Power SpA

Allegati

208 AllegatiEnel Green Power Bilancio consolidato 2012

Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2012

In conformità a quanto disposto dalla Comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 e dell’art. 126 della deliberazione CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate da Enel Green Power SpA e a esse collegate al 31 dicembre 2012, a norma dell’art. 2359 del codice civile, nonché delle altre partecipazioni rilevanti.Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di proprietà.Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, il capitale sociale, la valuta in cui è espresso, le società del Gruppo che possiedono una partecipazione nell’impresa e le rispettive percentuali di possesso, la percentuale di possesso del Gruppo, nonché il metodo di consolidamento.

209

Denominazione Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Detenuta da% possesso

Gruppo

% possesso azioni ordinarie

Metodo di consolida-mento

Controllante:

Enel Green Power SpA Roma Italia 1.000.000.000 EUR Enel SpA 100,00% 68,29% Holding

Controllate:

(Cataldo) Hydro Power Associates

New York (New York)

USA - USD Hydro Development Group Inc.Chi Black River Inc.

100,00% 50,00%50,00%

Integrale

3SUN Srl Catania Italia 180.030.000 EUR Enel Green Power SpA 33,33% 33,33% Proporzionale

Aes Distribuidores Salvadoreños Ltda de Cv

San Salvador El Salvador 200.000 SVC Grupo Egi SA de Cv 20,00% 20,00% Patrimonio netto

Aes Distribuidores Salvadoreños y Compañía S En C de Cv


Agassiz Beach LLC Minneapolis (Minnesota)

USA - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Integrale

Agatos Green Power Trino

Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl

40,00% 80,00% Proporzionale

Aguilón 20 SA Saragozza Spagna 2.682.000 EUR Enel Green Power España SL 30,60% 51,00% Integrale

Almussafes Servicios Energéticos SL

Valencia Spagna 3.010 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Altomonte Fv Srl Cosenza Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Alvorada Energia SA Rio de Janeiro Brasile 17.117.416 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Integrale

Apiacás Energia SA Rio de Janeiro Brasile 21.216.846 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Integrale

Aquenergy Systems Inc.

Greenville (South Carolina)

USA 10.500 USD Consolidated Hydro Southeast Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Aridos Energías Especiales SL in liquidazione

Villalbilla Spagna 600.000 EUR Enel Green Power España SL 24,63% 41,05% Proporzionale

Asoleo SL in liquidazione

Madrid Spagna 320.000 EUR Enel Green Power España SL 30,01% 50,01% -

Atelgen - Produção de Energia ACE

Barcelos Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

30,60% 51,00% Integrale

Autumn Hills LLC Minneapolis (Minnesota)


Azucarera Energías SA

Madrid Spagna 570.600 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporzionale

Barnet Hydro Company

Burlington (Vermont)

USA - USD Sweetwater Hydroelectric Inc.Enel Green Power North America Inc.

100,00% 90,00%10,00%

Integrale

Beaver Falls Water Power Company

Philadelphia (Pennsylvania)

USA - USD Beaver Valley Holdings Ltd 67,50% 67,50% Integrale

Beaver Valley Holdings Ltd


USA 2 USD Hydro Development Group Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Beaver Valley Power Company



Biowatt - Recursos Energéticos Lda

Porto Portogallo 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA

30,60% 51,00% Integrale

Black River Hydro Assoc

New York (New York)

USA - USD (Cataldo) Hydro Power Associates

75,00% 75,00% Integrale

Blue Line Valea Nucarilor SRL

Bucarest Romania 600 RON Enel Green Power Romania Srl 100,00% 100,00% Integrale

Boiro Energía SA Boiro Spagna 601.010 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporzionale

Boott Field LLC Wilmington (Delaware)

USA - USD Boott Hydropower Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Boott Hydropower Inc.

Boston (Massachusetts)

USA - USD Boott Sheldon Holdings LLC 100,00% 100,00% Integrale

Boott Sheldon Holdings LLC

Wilmington (Delaware)

USA - USD Hydro Finance Holding Company Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Bp Hydro Associates Boise (Idaho)

USA - USD Enel Green Power North America Inc.Chi Idaho Inc.

100,00% 32,00%

68,00%

Integrale

Bp Hydro Finance Partnership

Salt Lake City (Utah)

USA - USD Fulcrum Inc.Bp Hydro Associates

100,00% 24,08%75,92%

Integrale


Buffalo Dunes Wind Project LLC

Topeka(Kansas)

USA - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Integrale

Bypass Limited Boise (Idaho)

USA - USD El Dorado HydroChi West Inc.Northwest Hydro Inc.

100,00% 1,00%29,65%69,35%

Integrale

Bypass Power Company

Los Angeles (California)

USA 1 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Calizas Elycar SL Huesca Spagna 1.803.000 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Patrimonio netto

Campos - Recursos Energéticos ACE

Barroselas Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

57,00% 95,00% Integrale

Camposgen- Energia Lda

Oeiras Portogallo 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAPp - Co-Geração SA

60,00% 80,00%

20,00%

Integrale

Canastota Wind Power LLC


USA - USD Essex Company 100,00% 100,00% Integrale

Caney River Wind Project LLC

Topeka (Kansas)

USA - USD Rocky Caney Wind LLC 100,00% 100,00% Integrale

Carvemagere - Manutenção e Energias Renováveis Lda

Barcelos Portogallo 84.700 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA

39,00% 65,00% Integrale

Castle Rock Ridge Limited Partnership

Calgary (Alberta)

Canada - CAD Chi Hydroelectric Company Inc.Enel Alberta Wind Inc.

100,00% 99,90%0,10%

Integrale

Central Hidráulica Güejar-Sierra SL

Siviglia Spagna 364.210 EUR Enel Green Power España SL 19,98% 33,30% Patrimonio netto

Chi Acquisitions Inc. Wilmington (Delaware)

USA 100 USD Enel Green Power North America Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Chi Black River Inc. Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Chi Hydroelectric Company Inc.

St. John (Newfoundland)

Canada 223.727.429 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Chi Idaho Inc. Wilmington (Delaware)

USA 100 USD Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Chi Minnesota Wind LLC


USA - USD Enel Green Power North America Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Chi Operations Inc. Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Chi Power Inc. Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Chi Power Marketing Inc.

Wilmington(Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Chi S F LP Montreal (Quebec)

Canada - CAD Enel Green Power Canada Inc.Enel Alberta Wind Inc.

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Chi West Inc. Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Chisholm View Wind Project LLC

Oklahoma City(Oklahoma)

USA - USD Enel Kansas LLC 49,00% 49,00% Patrimonio netto

Cogeneración El Salto SL in liquidazione

Saragozza Spagna 36.000 EUR Enel Green Power España SL 12,00% 20,00% -

Cogeneración Lipsa SL

Barcellona Spagna 720.000 EUR Enel Green Power España SL 12,00% 20,00% Patrimonio netto

Colbuccaro Fotovoltaica Srl



Companhia Térmica do Serrado ACE

Paços de Brandão

Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

36,00% 60,00% Patrimonio netto

Companhia Térmica Hectare ACE

Alcochete Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

36,00% 60,00% Integrale

Companhia Térmica Lusol ACE

Barreiro Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

57,00% 95,00% Integrale

Companhia Térmica Mundo Têxtil ACE

Caldas de Vizela Portogallo 1.003.476 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA


Companhia Térmica Oliveira Ferreira ACE in liquidazione

Riba de Ave Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

57,00% 95,00% -

Companhia Térmica Ribeira Velha ACE

São Paio de Oleiros

Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAPp - Co-Geração SA

60,00% 51,00%

49,00%

Integrale


Gruppo



211

Companhia Térmica Tagol Lda

Algés Portogallo 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

57,00% 95,00% Integrale

Compañía Eólica Tierras Altas SA

Soria Spagna 13.222.000 EUR Enel Green Power España SL 21,38% 35,63% Patrimonio netto

Coneross Power Corporation Inc.

Greenville (South Carolina)

USA 110.000 USD Aquenergy Systems Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Conexión Energética Centroamericana El Salvador SA de Cv

San Salvador El Salvador 7.950.600 SVC Enel Green Power International BVGrupo Egi SA de Cv

100,00% 59,14%

40,86%

Integrale

Consolidated Hydro New Hampshire Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Consolidated Hydro New York Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Consolidated Hydro Southeast Inc.


USA 100 USD Gauley River Power Partners LPEnel Green Power North America Inc.

100,00% 5,00%95,00%

Integrale

Consolidated Pumped Storage Inc.


USA 550.000 USD Enel Green Power North America Inc.

81,82% 81,82% Integrale

Consorcio Eólico Marino Cabo de Trafalgar SL

Cadice Spagna 200.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Patrimonio netto

Copenhagen Associates

New York (New York)

USA - USD Enel Green Power North America Inc.Hydro Development Group Inc.

100,00% 50,00%

50,00%

Integrale

Corinth Solar Park SA Halandri Grecia 60.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Integrale

Corporación Eólica de Zaragoza SL

Saragozza Spagna 2.524.200 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Patrimonio netto

Cte - Central Termica do Estuário Lda


60,00% 100,00% Integrale

Depuración Destilación Reciclaje SL

Boiro Spagna 600.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporzionale

Desarrollo de Fuerzas Renovables S de RL de Cv

Città del Messico Messico 3.000 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv

99,99% 99,99% Integrale

Eed - Empreendimentos Eólicos do Douro SA


60,00% 100,00% Integrale

Eevm - Empreendimentos Eólicos Vale do Minho SA

Porto Portogallo 200.000 EUR Eol Verde Energia Eólica SA 22,50% 50,00% Patrimonio netto

EGP Geronimo Holding Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

EGP Jewel Valley LLC Wilmington (Delaware)

USA - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Integrale

EGP Solar 1 LLC Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

EGP Stillwater Solar LLC

Willmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

EGP Timber Hills Project LLC

Los Angeles(California)


El Dorado Hydro Los Angeles (California)

USA - USD Northwest Hydro Inc.Chi West Inc.

100,00% 17,50%82,50%

Integrale

Elcomex Eol SA Cernavoda Romania 1.000.000 RON Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power International BV

100,00% 99,90%0,10%

Integrale

Empreendimento Eólico de Rego Lda


30,60% 51,00% Integrale

Empreendimentos Eólicos da Serra do Sicó SA

Porto Portogallo 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

31,43% 52,38% Integrale

Empreendimentos Eólicos de Alvadia Lda

Porto Portogallo 1.150.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA


Empreendimentos Eólicos de Viade Lda


48,00% 80,00% Integrale


Gruppo




Empresa Eléctrica Panguipulli SA

Santiago Cile 14.053.147 CLP Energía Alerce LtdaEnel Latin America (Chile) Ltda

100,00% 0,01%99,99%

Integrale

Empresa Eléctrica Puyehue SA

Santiago Cile 11.169.752.000 CLP Enel Latin America (Chile) LtdaEnergía Alerce Ltda

100,00% 99,90%0,10%

Integrale

Empresa Nacional de Geotermia SA

Santiago Cile 54.430.867 CLP Enel Latin America (Chile) Ltda 51,00% 51,00% Integrale

Enel Alberta Wind Inc.

Calgary Canada 16.251.021 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Enel Atlantic Canada LP

St-John (Newfoundland)

Canada - CAD Chi Hydroelectric Company Inc.Newind Group Inc.Enel Green Power Canada Inc.

100,00% 82,05%0,10%17,85%

Integrale

Enel Brasil Participações Ltda

Rio de Janeiro Brasile 419.400.000 BRL Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Cove Fort II LLC Wilmington (Delaware)

USA - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Integrale

Enel Cove Fort LLC Wilmington (Delaware)


Enel de Costa Rica SA San José Costa Rica 27.500.000 USD Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Fortuna SA Panama Repubblica di Panama

100.000.000 USD Enel Panama SA 50,06% 50,06% Integrale

Enel Geothermal LLC Wilmington (Delaware)


Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl

Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 50,00% 50,00% Proporzionale

Enel Green Power Bulgaria EAD

Sofia Bulgaria 35.231.000 BGN Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power CAI Agroenergy Srl

Roma Italia 100.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Integrale

Enel Green Power Calabria Srl


Enel Green Power Canada Inc.

Montreal (Quebec)

Canada 85.681.857 CAD Enel Green Power North America Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power Canaro Srl


Enel Green Power Colombia

Bogotà Colombia 10.000.000 COP Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power Cristal Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile - BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Enel Green Power Emiliana Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile 13.509.360 BRL Parque Eólico Curva dos Ventos LtdaEnel Brasil Participações Ltda

100,00% 1,00%

99,00%

Integrale

Enel Green Power España SL

Madrid Spagna 11.153 EUR Enel Green Power International BVEndesa Generación SA

60,00% 60,00%

40,00%

Integrale

Enel Green Power France Sas

Lione Francia 98.200.000 EUR Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power Granadilla SL

Tenerife Spagna 3.012 EUR Enel Green Power España SL 39,00% 65,00% Integrale

Enel Green Power Hellas SA

Maroussi Grecia 3.603.240 EUR Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power International BV

Amsterdam Olanda 244.532.298 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power Jeotermal Enerji Yatirimlari Aş

Istanbul Turchia 50.000 EUR Enel Green Power International BV

98,99% 98,99% Integrale

Enel Green Power Joana Eólica SA


100,00% 1,00%

99,00%

Integrale

Enel Green Power Modelo I Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile 125.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaEndesa Brasil SA

60,00% 60,00%40,00%

Integrale

Enel Green Power Modelo II Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile 125.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaEndesa Brasil SA

60,00% 60,00%40,00%

Integrale

Enel Green Power North America Development LLC


USA - USD Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power North America Inc.


USA 50 USD Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale


Gruppo



213

Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl


Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile 14.520.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Curva dos Ventos Ltda

100,00% 99,00%

1,00%

Integrale

Enel Green Power Pedra do Gerônimo Eólica SA


100,00% 1,00%

99,00%

Integrale

Enel Green Power Perú SA

Lima Perù 1.000 PEN Enel Green Power International BVEnergía Alerce Ltda

100,00% 99,90%

0,10%

Integrale

Enel Green Power Portoscuso Srl


Enel Green Power Primavera SA

Rio de Janeiro Brasile 16.506.000 BRL Parque Eólico Cristal LtdaEnel Brasil Participações Ltda

100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Enel Green Power Puglia Srl

Roma Italia 1.000.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power Romania Srl

Sat Rusu de Sus Nuşeni

Romania 890.000.500 RON Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power San Gillio Srl


Enel Green Power São Judas Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile 17.256.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Enel Green Power South Africa

Amsterdam Olanda 18.000 EUR Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Green Power Strambino Solar Srl

Torino Italia 250.000 EUR Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Integrale

Enel Green Power Tacaicó Eólica SA

Rio de Janeiro Brasile 8.972.400 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Curva dos Ventos Ltda

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Enel Green Power TSS Srl

Roma Italia 1.000.000 EUR Enel Green Power Puglia Srl 100,00% 100,00% Integrale

Enel Guatemala SA Città del Guatemala

Guatemala 5.000 GTQ Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Kansas LLC Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Enel Latin America (Chile) Ltda

Santiago Cile 15.649.360.000 CLP Energía Alerce LtdaHydromac Energy BV

100,00% 99,99%0,01%

Integrale

Enel Nevkan Inc. Wilmington (Delaware)


100,00% 100,00% Integrale

Enel Panama SA Panama Repubblica di Panama

3.000 USD Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Enel Salt Wells LLC Wilmington (Delaware)


Enel Stillwater LLC Wilmington (Delaware)


Enel Surprise Valley LLC



Enel Texkan Inc. Wilmington(Delaware)

USA - USD Chi Power Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Enel.si Srl Roma Italia 5.000.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Integrale

Enelpower do Brasil Ltda

Rio de Janeiro Brasile 1.242.000 BRL Enel Green Power International BVEnel Brasil Participações Ltda

100,00% 0,01%

99,99%

Integrale

Eneop-Eólicas de Portugal SA

Lisbona Portogallo 5.000.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAFinerge - Gestão de Projectos Energéticos SA

21,58% 17,98%

17,98%

Patrimonio netto

Enercampo - Produção de Energia Lda


60,00% 100,00% Integrale

Enercor - Produção de Energia ACE

Montijo Portogallo - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

42,00% 70,00% Integrale

Energética de Rosselló AIE

Barcellona Spagna 3.606.060 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Patrimonio netto


Gruppo




Energía Alerce Ltda Santiago Cile 1.000.000 CLP Hydromac Energy BVEnel Green Power Interna-tional BV

100,00% 99,90%0,10%

Integrale

Energía de La Loma SA

Jaén Spagna 4.450.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Patrimonio netto

Energia Eolica Srl Roma Italia 4.840.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Integrale

Energía Global de México (Enermex) SA de Cv

Città del Messico Messico 50.000 MXN Enel Green Power International BV

99,00% 99,00% Integrale

Energía Global Operaciones SA

San José Costa Rica 10.000 CRC Enel de Costa Rica SA 100,00% 100,00% Integrale

Energía Nueva de Iggu Srl de Cv

Città del Messico Messico 3.000 MXN Energia Nueva Energia Limpia Mexico Srl de CvImpulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv

100,00% 0,10%

99,90%

Integrale

Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv

Città del Messico Messico 5.339.650 MXN Enel Green Power International BVEnel Guatemala SA

100,00% 99,99%

0,01%

Integrale

Energiaki Polymyloy SA

Atene Grecia 45.553.352 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Integrale

Energías Alternativas del Sur SL

Las Palmas de Gran Canaria

Spagna 601.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

Energías de Aragón II SL

Saragozza Spagna 18.500.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Energías de Graus SL Barcellona Spagna 1.298.160 EUR Enel Green Power España SL 40,00% 66,67% Integrale

Energías de La Mancha SA

Villarta de San Juan (Ciudad Real)

Spagna 279.500 EUR Enel Green Power España SL 41,05% 68,42% Integrale

Energías Especiales de Careón SA

La Coruña Spagna 270.450 EUR Enel Green Power España SL 46,20% 77,00% Integrale

Energías Especiales de Pena Armada SA

Madrid Spagna 963.300 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Integrale

Energías Especiales del Alto Ulla SA

Madrid Spagna 1.722.600 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Energías Especiales del Bierzo SA

Torre del Bierzo Spagna 1.635.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

Energías Renovables La Mata SAPI de Cv

Città del Messico Messico 100 MXN Energía Nueva de Iggu Srl de CvImpulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv

100,00% 0,01%

99,99%

Integrale

Enerlasa SA in liquidazione

Madrid Spagna 1.021.700 EUR Enel Green Power España SL 27,00% 45,00% -

Enerlive Srl Roma Italia 6.520.000 EUR Maicor Wind Srl 60,00% 100,00% Integrale

Enerlousado Lda Porto Portogallo 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAFinerge - Gestão de Projectos Energéticos SA

60,00% 50,00%

50,00%

Integrale

Enerviz - Produção de Energia de Vizela Lda


60,00% 100,00% Integrale

Enexon Hellas SA Maroussi Grecia 18.771.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 88,00% 88,00% Integrale

Eol Verde Energia Eólica SA


45,00% 75,00% Integrale

Eolcinf - Produção de Energia Eólica Lda


30,60% 51,00% Integrale

Eolflor - Produção de Energia Eólica Lda


30,60% 51,00% Integrale

Eólica del Principado SAU

Oviedo Spagna 90.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Patrimonio netto

Eólica del Noroeste SL


Eólica Valle del Ebro SA


Eólica Zopiloapan SAPI de Cv

Città del Messico Messico 1.877.201.536 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de CvEnel Green Power Partecipa-zioni Speciali Srl

99,90% 60,50%

39,40%

Integrale


Gruppo



215

Eólicas de Agaete SL Las Palmas de Gran Canaria


Eólicas de Fuencaliente SA



Eólicas de Fuerteventura AIE

Fuerteventura - Las Palmas

Spagna - EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Patrimonio netto

Eólicas de La Patagonia SA

Buenos Aires Argentina 480.930 ARS Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

Eólicas de Lanzarote SL


Spagna 1.758.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Patrimonio netto

Eólicas de Tenerife AIE

Santa Cruz de Tenerife

Spagna 420.708 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

Eólicas de Tirajana AIE


Spagna - EUR Enel Green Power España SL 36,00% 60,00% Integrale

Ercasa Cogeneración SA

Saragozza Spagna 601.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

Erecosalz SL in liquidazione

Saragozza Spagna 18.000 EUR Enel Green Power España SL 19,80% 33,00% -

Erfei AIE Tarragona Spagna 720.000 EUR Enel Green Power España SL 25,20% 42,00% Patrimonio netto

Essex Company Boston (Massachusetts)


100,00% 100,00% Integrale

Eurohueco Cogeneración AIE


Explotaciones Eólicas de Escucha SA


Explotaciones Eólicas El Puerto SA

Teruel Spagna 3.230.000 EUR Enel Green Power España SL 44,16% 73,60% Integrale

Explotaciones Eólicas Saso Plano SA


Explotaciones Eólicas Sierra Costera SA


Explotaciones Eólicas Sierra La Virgen SA


Fábrica do Arco - Recursos Energéticos SA

Santo Tirso Portogallo 500.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA


Feneralt - Produção de Energia ACE



Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA

Porto Portogallo 750.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Florence Hills LLC Minneapolis (Minnesota)


Fulcrum Inc. Boise (Idaho)


100,00% 100,00% Integrale

Garofeica SA Barcellona Spagna 721.200 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Patrimonio netto

Gauley Hydro LLC Wilmington (Delaware)


Gauley River Management Corporation

Willison (Vermont)


100,00% 100,00% Integrale

Gauley River Power Partners LP

Willison (Vermont)

USA - USD Gauley River Management Corporation

100,00% 100,00% Integrale

Generadora de Occidente Ltda

Città del Guatemala

Guatemala 16.261.697 GTQ Enel Green Power International BVEnel Guatemala SA

100,00% 99,00%

1,00%

Integrale

Generadora Montecristo SA


Guatemala 3.820.000 GTQ Enel Green Power International BVEnel Guatemala SA

100,00% 99,99%

0,01%

Integrale

Geotérmica del Norte SA

Santiago Cile 53.644.788.997 CLP Enel Latin America (Chile) Ltda 51,00% 51,00% Integrale

Geotérmica Nicaragüense SA

Managua Nicaragua 92.050.000 NIO Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Integrale

Geronimo Wind Energy LLC

Minneapolis (Minnesota)

USA - USD EGP Geronimo Holding Company Inc.



Gruppo




Green Fuel Corporación SA

Santander Spagna 121.000 EUR Enel Green Power España SL Endesa Generación SA

14,54% 24,24%12,97%

Patrimonio netto

Grupo Egi SA de Cv San Salvador El Salvador 3.448.800 SVC Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

Hadley Ridge LLC Minneapolis(Minnesota)


Hidroeléctrica de Ourol SL

Lugo Spagna 1.608.200 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Patrimonio netto

Hidroelectricidad del Pacífico Srl de Cv

Città del Messico Messico 30.891.536 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv

99,99% 99,99% Integrale

Hidroribeira - Emp Hidricos e Eólicos Lda

Paço de Arcos Portogallo 7.482 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

60,00% 100,00% Integrale

Highfalls Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Hipotecaria de Santa Ana Ltda de Cv


Hope Creek LLC Minneapolis (Minnesota)


Hydro Development Group Inc.

Albany (New York)


100,00% 100,00% Integrale

Hydro Energies Corporation

Willison (Vermont)


100,00% 100,00% Integrale

Hydro Finance Holding Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Hydromac Energy BV Amsterdam Olanda 18.000 EUR Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

IMA Engineering Solutions SA

Prahova Romania 90.000 EUR Enel Green Power International BVEnel Green Power Romania Srl

100,00% 1,10%

98,90%

Integrale

Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv

Città del Messico Messico 308.628.665 MXN Enel Green Power International BV

100,00% 100,00% Integrale

International Eolian of Grammatiko SA

Maroussi Grecia 233.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Patrimonio netto

International Eolian of Korinthia SA

Maroussi Grecia 6.471.798 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Integrale

International Eolian of Peloponnisos 1 SA
















International Eolian of Skopelos SA

Maroussi Grecia 159.000 EUR Enel Green Power International BV


International Wind Parks of Achaia SA


Iris 2006 Srl Cutro Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Integrale

Isamu Ikeda Energia SA

Rio de Janeiro Brasile 82.974.476 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Integrale

Jack River LLC Minneapolis (Minnesota)


Jessica Mills LLC Minneapolis (Minnesota)


Julia Hills LLC Minneapolis (Minnesota)


Kalenta Ltd Maroussi Grecia 2.367.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl



Gruppo



217

Kings River Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Kinneytown Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

LaChute Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

LaGeo SA de Cv Ahuachapan El Salvador 2.562.826.700 SVC Enel Green Power SpA 36,20% 36,20% Patrimonio netto

Lawrence Hydroelectric Associates LP

Boston (Massachusetts)

USA - USD Essex CompanyEnel Green Power North America Inc.

100,00% 92,50%7,50%

Integrale

Littleville Power Company Inc.

Boston(Massachusetts)


Lower Saranac Corporation

New York (New York)

USA 1 USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 100,00% Integrale

Lower Saranac Hydro Partners LP


USA - USD Lower Saranac CorporationTwin Saranac Holdings LLC

100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Maicor Wind Srl Roma Italia 20.850.000 EUR Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Integrale

Marko PV Energy SA Maroussi Grecia 420.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Mascoma Hydro Corporation

Concord (New Hampshire)


100,00% 100,00% Integrale

Mason Mountain Wind Project LLC



Metro Wind LLC Minneapolis (Minnesota)


Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de Cv


99,99% 99,99% Integrale

Midway Farms Wind Project LLC

Dallas USA -Texas - USD Trade Wind Energy LLC 100,00% 100,00% Integrale

Mill Shoals Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Minicentrales del Canal Imperial-Gallur SL

Saragozza Spagna 1.820.000 EUR Enel Green Power España SL 21,90% 36,50% Patrimonio netto

Missisquoi Associates GP


USA - USD Sheldon Springs Hydro Associates LPSheldon Vermont Hydro Company Inc.

100,00% 99,00%

1,00%

Integrale

Molinos de Viento del Arenal SA

San José Costa Rica 9.709.200 USD Enel de Costa Rica SA 49,00% 49,00% Integrale

Montegranaro Fotovoltaica Srl



Myrini Energiaki SA Maroussi Grecia 420.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Nevkan Renewables LLC


USA - USD Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Newbury Hydro Company

Burlington (Vermont)

USA - USD Sweetwater Hydroelectric Inc.Enel Green Power North America Inc.

100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Newind Group Inc. St. John (Newfoundland)

Canada 578.192 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Northwest Hydro Inc. Wilmington (Delaware)


Notch Butte Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

O&M Cogeneration Inc.

Montreal (Quebec)

Canada 15 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Operación y Mantenimiento Tierras Morenas SA

San José Costa Rica 30.000 CRC Enel de Costa Rica SA 85,00% 85,00% Integrale

Ottauquechee Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Oxagesa AIE Teruel Spagna 6.010 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Patrimonio netto

Padoma Wind Power LLC



100,00% 100,00% Integrale


Gruppo




Paglialonga Due Srl Castrovillari Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Palo Alto Farms Wind Project LLC

Dallas(Texas)

USA - USD Trade Wind Energy LLC 100,00% 100,00% Integrale

Paravento SL Lugo Spagna 3.006 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Integrale

Parc Eolic Els Aligars SL


Parc Eolic La Tossa-La Mola d’en Pascual SL


Parc Eolien de Beauséjour Sasu

Lione Francia 37.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Integrale

Parc Eolien de Bouville Sasu


Parc Eolien de La Grande Epine Sasu


Parc Eolien de La Vallière Sasu

Saint Priest Francia 59.240 EUR Enel Green Power France Sas 49,00% 49,00% Patrimonio netto

Parc Eolien des Ramiers Sasu


Parque Eólico A Capelada AIE

Santiago de Compostela

Spagna 5.857.586 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Parque Eólico Carretera de Arinaga SA



Parque Eólico Cristal Ltda

Rio de Janeiro Brasile 1.000.000 BRL Enel Green Power International BVEnel Brasil Participações Ltda

100,00% 0,01%

99,99%

Integrale

Parque Eólico Curva dos Ventos Ltda

Bahia Brasile 220.000 BRL Parque Eólico Cristal LtdaEnel Brasil Participações Ltda

100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Parque Eólico de Aragón AIE

Saragozza Spagna 601.000 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Integrale

Parque Eólico de Barbanza SA

La Coruña Spagna 3.606.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Parque Eólico de Belmonte SA

Madrid Spagna 120.400 EUR Enel Green Power España SL 30,10% 50,16% Integrale

Parque Eólico de Gevancas SA


60,00% 100,00% Integrale

Parque Eólico de San Andrés SA


Parque Eólico de Santa Lucía SA



Parque Eólico do Alto da Vaca Lda


45,00% 75,00% Integrale

Parque Eólico do Vale do Abade Lda


30,60% 51,00% Integrale

Parque Eólico Engenho Geradora de Energia Ltda

Fortaleza Brasile 685.423 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Parque Eólico Finca de Mogán SA



Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda

Recife Brasile 545.334 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Parque Eólico Montes de Las Navas SA

Madrid Spagna 6.540.000 EUR Enel Green Power España SL 45,30% 75,50% Integrale

Parque Eólico Ouroventos Ltda


100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Parque Eólico Punta de Teno SA

Tenerife Spagna 528.880 EUR Enel Green Power España SL 31,20% 52,00% Integrale

Parque Eólico Serra Azul Ltda


100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Parque Eólico Serra da Capucha SA

Porto Portogallo 50.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SATP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

60,00% 50,00%

50,00%

Integrale

Parque Eólico Sierra del Madero SA

Soria Spagna 7.193.970 EUR Enel Green Power España SL 34,80% 58,00% Integrale


Gruppo



219

Parque Eólico Taltal SA

Santiago Cile 20.878.010.000 CLP Enel Latin America (Chile) LtdaEnergía Alerce Ltda

100,00% 99,99%0,01%

Integrale

Parque Eólico Valle de los Vientos SA

Santiago Cile 566.096.564 CLP Energía Alerce LtdaEnel Latin America (Chile) Ltda

100,00% 0,01%99,99%

Integrale

Parque Eólico Ventania Geradora de Energia Ltda

Fortaleza Brasile 440.267 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda

100,00% 99,00%1,00%

Integrale

Pelzer Hydro Company Inc.


USA 100 USD Consolidated Hydro Southeast Inc.

100,00% 100,00% Integrale

PH Chucas SA San José Costa Rica 100.000 CRC Enel de Costa Rica SAEnel Green Power SpA

62,48% 40,31%22,17%

Integrale

PH Don Pedro SA San José Costa Rica 100.001 CRC Enel de Costa Rica SA 33,44% 33,44% Integrale

PH Guacimo SA San José Costa Rica 50.000 CRC Enel de Costa Rica SA 40,00% 40,00% Integrale

PH Río Volcan SA San José Costa Rica 100.001 CRC Enel de Costa Rica SA 34,32% 34,32% Integrale

Photovoltaic Station Kourtesi I Production of Energy SA


Planta Eólica Europea SA

Siviglia Spagna 1.198.530 EUR Enel Green Power España SL 33,67% 56,12% Integrale

Pontinia FV Srl Roma Italia 60.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Powercer - Sociedade de Cogeração de Vialonga SA

Loures Portogallo 50.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA


Pp - Co-Geração SA São Paio de Oleiros

Portogallo 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

60,00% 100,00% Integrale

Prairie Rose Wind LLC

New York(New York)

USA - USD Enel Kansas LLC 49,00% 49,00% Patrimonio netto

Primavera Energia SA Rio de Janeiro Brasile 41.965.445 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Integrale

Productor Regional de Energía Renovable III SA

Valladolid Spagna 88.398 EUR Enel Green Power España SL 49,73% 82,89% Integrale

Productor Regional de Energia Renovable SA

Valladolid Spagna 710.500 EUR Enel Green Power España SL 51,00% 85,00% Integrale

Productora de Energías SA

Barcellona Spagna 30.050 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Patrimonio netto

Promociones Energéticas del Bierzo SL

Ponferrada Spagna 12.020 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Integrale

Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv


99,99% 99,99% Integrale

Proyectos Universitarios de Energías Renovables SL

Alicante Spagna 180.000 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Proporzionale

Puignerel AIE Barcellona Spagna 11.299.000 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Patrimonio netto

Pyrites Associates GP New York (New York)

USA - USD Hydro Development Group Inc.Enel Green Power North America Inc.

100,00% 50,00%50,00%

Integrale

Quatiara Energia SA Rio de Janeiro Brasile 12.148.512 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Integrale

Renovables de Guatemala SA


Guatemala 1.924.465.600 GTQ Enel Green Power SpAEnel Green Power International BVEnel Guatemala SA

93,84% 51,00%42,83%

0,01%

Integrale

Rock Creek Limited Partnership

Los Angeles(California)

USA - USD Chi West Inc.Northwest Hydro Inc.

100,00% 82,50%17,50%

Integrale

Rocky Caney Wind LLC

New York(New York)


Rocky Ridge Wind Project LLC

Oklahoma City (Oklahoma)

USA - USD Rocky Caney Wind LLC 100,00% 100,00% Integrale

Rofeica d’Energía SA Barcellona Spagna 1.983.300 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Patrimonio netto


Gruppo




Ronfegen- Recursos Energéticos, Lda

Oeiras Portogallo 5.000 EUR Pp - Co-Geração SATP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

60,00% 10,00%90,00%

Integrale

Ruthton Ridge LLC Minneapolis (Minnesota)


Salto de San Rafael SL

Siviglia Spagna 461.410 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

San Juan Mesa Wind Project II LLC



Santo Rostro Cogeneración SA in liquidazione

Siviglia Spagna 207.000 EUR Enel Green Power España SL 27,00% 45,00% -

Se Hazelton A LP Los Angeles (California)

USA - USD Bypass Power CompanyChi West Inc.

100,00% 1,00%99,00%

Integrale

Sealve - Sociedade Eléctrica de Alvaiázere SA


60,00% 100,00% Integrale

Serra do Moncoso Cambas SL


Servicio de Operación y Mantenimiento para Energías Renovables S de RL de Cv

Città del Messico Messico 3.000 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de CvEnergia Nueva Energia Limpia Mexico Srl de Cv

100,00% 99,99%

0,01%

Integrale

Sheldon Springs Hydro Associates LP


USA - USD Sheldon Vermont Hydro Company Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Sheldon Vermont Hydro Company Inc.


USA - USD Boott Sheldon Holdings LLC 100,00% 100,00% Integrale

Sisconer - Exploração de Sistemas de Conversão de Energia Lda


33,00% 55,00% Integrale

Sistema Eléctrico de Conexión Montes Orientales SL

Granada Spagna 44.900 EUR Enel Green Power España SL 10,02% 16,70% Patrimonio netto

Sistema Eléctrico de Conexión Valcaire SL

Granada Spagna 175.200 EUR Enel Green Power España SL 16,88% 28,13% Patrimonio netto

Sistemas Enérgeticos Mañón Ortigueira SA

La Coruña Spagna 2.007.750 EUR Enel Green Power España SL 57,60% 96,00% Integrale

Slate Creek Hydro Associates LP


USA - USD Slate Creek Hydro Company Inc.

100,00% 100,00% Integrale

Slate Creek Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Smoky Hills Wind Farm LLC

Topeka (Kansas)

USA - USD Texkan Wind LLC 100,00% 100,00% Integrale

Smoky Hills Wind Project II LLC

Topeka (Kansas)

USA - USD Nevkan Renewables LLC 100,00% 100,00% Integrale

Snyder Wind Farm LLC

Dallas (Texas)

USA - USD Texkan Wind LLC 100,00% 100,00% Integrale

Socibe Energia SA Rio de Janeiro Brasile 33.969.032 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Integrale

Sociedad Eólica de Andalucía SA

Siviglia Spagna 4.507.591 EUR Enel Green Power España SL 38,84% 64,74% Integrale

Sociedad Eólica El Puntal SL

Siviglia Spagna 1.643.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporzionale

Sociedad Eólica Los Lances SA

Cadice Spagna 2.404.040 EUR Enel Green Power España SL 36,00% 60,00% Integrale

Società Agricola Trino Srl

Trento Italia 50.000 EUR Agatos Green Power Trino 40,00% 100,00% Proporzionale

Società Energetica Vibonese Srl

Castrovillari Italia 107.615 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Solar Morea Energiaki SA


Solar Thessalia Société Anonyme of Energy

Maroussi Grecia 60.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Integrale

Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis (Minnesota)



Gruppo



221

Somersworth Hydro Company Inc.



100,00% 100,00% Integrale

Sorgente Solare Calabria Srl

Castrovillari Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl


Sotavento Galicia SA Santiago de Compostela

Spagna 601.000 EUR Enel Green Power España SL 21,60% 36,00% Patrimonio netto

Soternix - Produção de Energia ACE


30,60% 51,00% Integrale

Southwest Transmission LLC

Minneapolis(Minnesota)


Spartan Hills LLC Minneapolis (Minnesota)


St-Felicien Cogeneration LP

Montreal (Quebec)

Canada - CAD Enel Green Power Canada Inc.Chi S F LP

100,00% 8,00%92,00%

Integrale

Stipa Nayaa SA de Cv

Colonia Cuauhtémoc

Messico 1.811.016.348 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de CvEnel Green Power Partecipazioni Speciali Srl

95,85% 55,21%

40,64%

Integrale

Summit Energy Storage Inc.


USA 2.050.000 USD Enel Green Power North America Inc.

75,00% 75,00% Integrale

Sun River LLC Minneapolis (Minnesota)


Sweetwater Hydroelectric Inc.

Concord (New Hampshire)


100,00% 100,00% Integrale

Taranto Solar Srl Roma Italia 100.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Integrale

Targusor Wind Farm SA

Cernavoda Romania 90.000 RON Enel Green Power International BVEnel Green Power Romania Srl

100,00% 0,10%

99,90%

Integrale

Tecnoguat SA Città del Guatemala

Guatemala 30.948.000 GTQ Enel Green Power International BV

75,00% 75,00% Integrale

Termotec Energía AIE in liquidazione

Valencia Spagna 481.000 EUR Enel Green Power España SL 27,00% 45,00% -

TERRAE Iniziative per lo sviluppo agroindustriale SpA

Roma Italia 19.060.811 EUR Enel Green Power SpA 15,00% 15,00% Patrimonio netto

Texkan Wind LLC Wilmington (Delaware)

USA - USD Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00% Integrale

Thracian Eolian 1 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Patrimonio netto









Tirmadrid SA Valdemingómez Spagna 16.828.000 EUR Enel Green Power España SL 20,40% 34,00% Patrimonio netto

Tirme SA Palma de Mallorca

Spagna 7.662.750 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Patrimonio netto

Tko Power Inc. Los Angeles (California)


Toledo Pv AEIE Madrid Spagna 26.890 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Patrimonio netto

Total Electric SA Buzau Romania 3.190.600 EUR Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power International BV

100,00% 99,99%

0,01%

Integrale


Gruppo




TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA

Lisbona Portogallo 3.750.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA

60,00% 100,00% Integrale

Trade Wind Energy LLC

New York(New York)


Tradewind Energy Inc.


USA 200.000 USD Enel Kansas LLC 19,90% 19,90% Patrimonio netto

Transmisora de Energía Renovable SA


Guatemala 5.000 GTQ Enel Guatemala SAEnel Green Power Interna-tional BV

100,00% 0,01%99,99%

Integrale

Triton Power Company

New York (New York)

USA - USD Highfalls Hydro Company Inc.Enel Green Power North America Inc.

100,00% 98,00%2,00%

Integrale

Tsar Nicholas LLC Minneapolis (Minnesota)


Twin Falls Hydro Associates

Seattle (Washington)

USA - USD Twin Falls Hydro Company Inc. 51,00% 51,00% Integrale

Twin Falls Hydro Company Inc.


USA 10 USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 100,00% Integrale

Twin Lake Hills LLC Minneapolis (Minnesota)


Twin Saranac Holdings LLC



100,00% 100,00% Integrale

Ufefys SL Aranjuez Spagna 2.373.950 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporzionale

Urgell Energía SA Lleida Spagna 601.000 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Patrimonio netto

Varokub Green Energy SA

Prahova Romania 90.000 EUR Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power International BV

100,00% 99,90%

0,10%

Integrale

Western New York Wind Corporation

Albany (New York)


100,00% 100,00% Integrale

Willimantic Power Corporation

Hartford (Connecticut)


100,00% 100,00% Integrale

Wind Park Kouloukonas SA


Wind Park of Koryfao SA


Wind Park of West Ktenias SA


Wind Parks of Anatoli-Prinia SA


Wind Parks of Bolibas SA


Wind Parks of Distomos SA


Wind Parks of Drimonakia SA


Wind Parks of Folia SA


Wind Parks of Gagari SA


Wind Parks of Goraki SA


Wind Parks of Gourles SA


Wind Parks of Grammatikaki SA


Wind Parks of Kafoutsi SA


Wind Parks of Kathara SA


Wind Parks of Kerasia SA


Wind Parks of Korfovouni SA


Wind Parks of Korinthia SA


Wind Parks of Makrilakkoma SA



Gruppo



223

Wind Parks of Megavouni SA


Wind Parks of Milia SA Maroussi Grecia 399.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Integrale

Wind Parks of Mirovigli SA


Wind Parks of Mitika SA


Wind Parks of Organi SA


Wind Parks of Paliopirgos SA


Wind Parks of Pelagia SA


Wind Parks of Petalo SA


Wind Parks of Platanos SA


Wind Parks of Politis SA


Wind Parks of Sagias SA


Wind Parks of Skoubi SA


Wind Parks of Spilia SA Maroussi Grecia 291.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Integrale

Wind Parks of Stroboulas SA


Wind Parks of Trikorfo SA


Wind Parks of Vitalio SA


Wind Parks of Vourlas SA


Winter’s Spawn LLC Minneapolis (Minnesota)


WP Bulgaria 1 EOOD Sofia Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 10 EOOD

Sofia Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD

100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 11 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 12 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 13 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 14 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 15 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 19 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 21 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 26 EOOD


100,00% 100,00% Integrale

WP Bulgaria 3 EOOD Sofia Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD

100,00% 100,00% Integrale


100,00% 100,00% Integrale


100,00% 100,00% Integrale


100,00% 100,00% Integrale

WP France 3 SAS Lione Francia 1.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Integrale

Yedesa-Cogeneración SA in liquidazione

Almería Spagna 234.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% -

Zitsa Solar SA Maroussi Grecia 252.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl



Gruppo



Relazioni

226 RelazioniEnel Green Power Bilancio consolidato 2012

Relazione della Società di revisione sul Bilancio consolidato 2012 del Gruppo Enel Green Power

228 RelazioniEnel Green Power Bilancio consolidato 2012

Il presente fascicolo forma parte integrante

della Relazione Finanziaria Annuale di cui

all’art. 154 ter, comma 1, T.U. della Finanza

(decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58)

Enel Green Power

Società per azioni

Sede legale in Roma

Viale Regina Margherita, 125

Capitale sociale

Euro 1.000.000.000

(al 31 dicembre 2012) i.v.

Codice Fiscale e Registro Imprese

di Roma n. 10236451000

R.E.A. di Roma n. 1219253

Partita IVA n. 10236451000

Concept designInarea

RealizzazioneAleteia - Roma

Revisione testipostScriptum - Roma

Pubblicazione fuori commercio

A cura di Direzione Relazioni Esterne Enel

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